Curso de Turbinas A Gas LM 2500

CONSTRUCCIÓN DEL MOTOR LM2500
INDICE GENERAL
 Historia de la Turbina a gas.
- Bases Teóricas
 Definición Conceptual Operacional e Indicadores.
 Ciclo Brayton.
 Funcionamiento de la turbina a gas.
 Los límites de la temperatura del gas.
 Rendimiento económico de la turbina de gas en comparación con otras máquinas térmicas.
 Tipos de Mantenimientos.
 Partes esenciales de la Turbinas.
 Ciclos teóricos de la Turbina de gas.
- Definición de términos básicos.
- Hipótesis.
- Variables.
FOTOS
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Influencia del sistema de mantenimiento en el funcionamiento de las turbinas
MS-5001
Introducción:
Las turbinas a gas, son equipos de motor constituidos por una rueda móvil de alabes sobre la
cual actúa la fuerza viva de un fluido de gas, por lo que son máquinas sumamente complejas y de
mucha importancia, por cuánto estas unidades son una fuente de energía primaria dentro del
desarrollo social, industrial, tecnológico del país.
Es por ello que la aplicación de la excelencia en términos cualitativos y
cuantitativos, deben ser considerados a la hora de implantar dicho mecanismos que sitúen a
cualquier empresa dentro del contexto vanguardista de la competitividad.
La prioridad número uno de todas las empresas, debe ser la de ofrecer un ambiente seguro
para sus empleados y todas aquellas personas relacionadas con sus acciones, así como el de
mantener un alto nivel técnico en el mantenimiento de sus instalaciones, equipos y material
calificado para estar acorde con las exigentes políticas de calidad.
Toda empresa debe proveer a sus clientes productos y servicios que satisfagan sus
requerimientos, en total conformidad con los estándares sobre: seguridad, higiene y protección al
medio ambiente
Antecedentes
La turbina a gas ha estado con nosotros desde hace algún tiempo. La historia le da
créditos a HERO DE ALEJANDRIA, por diseñar el primer motor propulsado a vapor. Esta era
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una rueda movida por la reacción de un par de flujos de vapor, pero no se tiene conocimiento de
la producción de vapor.
Se conoce muy poco de la historia de este campo después de HERO.
Luego, en 1551, TAQUI-AL-DIN, escribiendo sobre la ingeniería Islámica describió una turbina
de vapor de impulso. Probablemente él inspiró a GIOVANNI BRANCA, quién propuso turbinas
a vapor similar en 1629. BRANCA fue posteriormente considerado como el inventor de las
turbinas a vapor de impulso.
El movimiento hacia turbomaquinarias modernas comenzó en el siglo XVIII. En 1705
DENIS PAPIN publicó descripciones completas de sopladores centrífugos y bombas que él había
desarrollado.
En 1791, se emitió la primera patente de turbinas a gas, a JOHN BARBER, pero nada
resultó de esto. En 1872 el Dr. J.F. STOLZE diseñó una turbina de aire caliente que fue
construida en 1900, pero no produjo potencia apreciable. A lo largo de ese siglo, se realizaron
muchos desarrollos, y se lograron construir algunas máquinas. Sin embargo, el desconocimiento
de la aerodinámica, y la ausencia de materiales resistentes a altas temperaturas, no permitió que
se construyera ninguna máquina que produjese trabajo útil.
La primera turbina a gas que produjo potencia fue realizada en Noruega por AEGIDIUS
ELLING (1861- 1949). Comenzó a trabajar turbinas a gas en 1882 y obtuvo su primera patente
en 1884.
Constó el primer ciclo de turbinas a gas de presión constante, donde se produjeron 11HP
en forma de aire comprimido extraído del compresor, realizado en 1903.
En 1904, ELLING construyó una turbina a gas de ciclo regenerativo: en vez de aumentar
la temperatura del vapor en un intercambio de calor con los gases de combustión, los gases a la
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salida de la turbina transferían calor al aire a la descarga del compresor de aire. En esta máquina
se produjeron 44 HP.
ELLING, entonces había diseñado y producido los dos principales tipos de turbina a gas
de ciclo no regenerativo, mucho antes que cualquier competidor. Luego él trató de construir una
máquina de 4 rotores, con interenfriamiento y recalentamiento entre los tres grupos de
compresores- turbinas de rotores separados, una potencia libre como el cuarto rotor (1924).
La tercera máquina exitosa fue desarrollada y construida en FRANCIA por CHARLES
LENALE, a quien se otorgó una patente por un ciclo a presión constante, ciclo BRAYTON, en
1901. El formó junto a RENE ARMENGUAD, la SOCIETE ANONYME DES
TURBOMOTEURS en PARIS en 1903, tenía un compresor centrífugo de varias etapas, una
turbina enfriada por agua quemaba combustible pesado y poseía una eficiencia térmica global del
3.5%.
A partir de ese momento, los avances aumentaron vertiginosamente. Hoy en día, la
demanda de unidades de ciclo simple confiable y de alto rendimiento, es cumplida en diversos
campos de aplicación mediante distintos modelos y tipos de turbinas a gas.
Las turbinas a gas son utilizadas como fuentes de energía mecánica, bien para
aplicaciones directas como el accionamiento de equipos mecánicos o para accionar a un
generador para la generación de potencia eléctrica.
Son de bajos costos, cuando la potencia es superior a los 1000 HP.
No requieren de calderas ni equipos asociados como en el caso de las turbinas a vapor, ni
requieren centro de distribución de potencia como en el caso de motores eléctricos.
El costo inicial de las turbinas a gas es alto si se compara con el costo de una turbina a
vapor o un motor eléctrico por sí solos, pero al añadirse a los costos la parte de los equipos
auxiliares necesarios para la operación del sistema, por lo general suele estar por debajo de las
otras opciones. De aquí su gran demanda en el mercado actual.
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Las turbinas a gas son de gran aplicabilidad cuando se requieren grandes cantidades de
potencia en ubicaciones remotas, donde la electricidad y el agua no pueden ser suministradas en
grandes cantidades.
Para la generación de potencia, las turbinas a gas son ampliamente utilizadas, con
aplicaciones especiales en lugares remotos y en plataforma de producción petroleras costa
afuera, donde existen requerimientos especiales como lo son una baja relación peso potencia. Las
unidades son compactas, de bajo peso, y confiables. Sus primeras aplicaciones fue la de
abastecer demandas pico de generación eléctrica.
En el campo de los acontecimientos mecánicos, sus aplicaciones principales son las de
mover gases a través de tuberías, mover grandes compresores en plantas de proceso, en plantas
de gas natural y mover compresores de reinyección entre otras. Las turbinas a gas son equipos de
velocidad variable bajos en costos, sin agregar la complejidad de un sistema de una turbina a
vapor. Una aplicación de las turbinas a gas, es que actualmente en el mundo ha tomado auge la
cogeneración, que consiste en utilizar la turbina para generar potencia mientras se aprovecha la
energía de los gases de escape para generar vapor y satisfacer los requerimientos de los procesos.
Los dividendos de la venta de la potencia eléctrica, bajan los costos de la producción de vapor, al
ser comparados con calderas.
El concepto de ciclo combinado, es similar al de cogeneración, solo que ahora el vapor
generado es recuperado de calor, el cual es utilizado en una turbina a vapor para lograr una
mayor generación de potencia. Estos sistemas tienen diferentes formas dependiendo de las
necesidades particulares de cada instalación.
Finalmente, se puede enunciar que la eficiencia de una turbina a gas depende de la
relación de presiones isentrópicas y se aprecia que la eficiencia aumenta con el aumento de la
relación de presiones.
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Ahora también, el aumento de la relación de presiones o de la compresión tiene una
limitación. El aumento de la presión de salida de la etapa de compresión, seguido de una adición
de calor en la cámara de combustión, tiene como resultado que la temperatura a la que entran los
gases a la etapa de expansión sea muy elevada (temperatura máxima) y que está limitada por
consideraciones metalúrgicas. El aumentar la compresión, fijando el
parámetro de temperatura máxima, generará un ciclo más eficiente pero que genera menor
trabajo por unidad de masa.
Es importante señalar que la turbina a gas debe sus valores de eficiencia (entre 20 y 42%)
debido a que una gran parte del trabajo que se genera en la expansión es absorbido por el
compresor de aire (entre 40 y el 80%), esto ha obligado a que las eficiencias mecánicas del
compresor y la turbina se mantengan en valores elevados.
Una modificación que se introduce para aumentar la eficiencia de este ciclo es la
regeneración, en la que se aprovecha la energía contenida en los gases de escape para precalentar
el aire que entre a la cámara de combustión mediante un generador.
Según Nava José Domingo, el mantenimiento; es el conjunto de actividades que se
realizan en un equipo, sistema o producto cualquiera, con la finalidad de que se encuentre
disponible, confiable y seguro en un período de tiempo determinado; garantizando así la
producción al menor costo posible.
Por lo que se define el MANTENIMIENTO, como “Un proceso totalmente planificado,
organizado y sistematizado, el cual se aplica a equipos que se encuentran en funcionamiento, con
la finalidad de detectar fallas para luego corregirlas y poner en optimas condiciones de
funcionamiento al equipo”.
AVILA, RUBEN (1987): El mantenimiento es el desarrollo de actividades tendente a
lograr que algo se deteriore en igual o menor grado que el plan considerado en su diseño, o se
obtenga la mayor vida económica.
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Hoy en día a nivel mundial, se considera que la mejor manera de producir energía
eléctrica, cuando no hay potencia hidráulica disponible es la utilización del ciclo combinado,
donde se han logrado eficiencias de hasta 56%.
Historia de las turbinas a gas:
El ejemplo antiguo de la propulsión por gas puede ser encontrada en un egipcio llamado
Hero en 150 A.C.
Hero inventó un juguete que rotaba en la parte superior de una olla hirviendo debido al
efecto de aire o vapor caliente saliendo de un recipiente con salidas organizadas de manera radial
en un solo sentido.
En 1232, los chinos utilizaron cohetes para asustar a los soldados enemigos.
Alrededor de 1500 D.C., Leonardo Davinci dibujó un esquema de dispositivo que rotaba
debido al efecto de los gases calientes que subían por una chimenea. El dispositivo debería rotar
la carne que estaba asando.
En 1629 otro italiano desarrolló un dispositivo que uso el vapor para rotar una turbina que
movía maquinaria. Esta fue la primera aplicación práctica de la turbina de vapor.
En 1678 un jesuita llamado Ferdinand Verbiest construyó un modeló de un vehículo
automotor que usaban vapor de agua para movilizarse.
La primera patente para una turbina fue otorgada en 1791 a un inglés llamado John
Barber. Incorporaba mucho de los elementos de una turbina de gas moderna, pero usaban un
compresor alternativo. Hay muchos otros ejemplos de turbinas por varios inventores.
Pero no son consideradas verdaderas turbinas de gas porque utilizaban vapor en cierto
puntos del proceso.
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En 1872, un hombre llamado Stolze diseñó la primera turbina de gas. Incorporaba una
turbina de varias etapas y compresión en varias etapas con flujo axial probó sus modelos
funcionales en los años 1900.
En 1914 Charles Curtis aplicó para la primera patente en los Estados Unidos para una
turbina de gas. Esta fue entregada pero generó mucha controversia.
La compañía General Electric comenzó su división de turbinas de gas en 1903. Un
ingeniero llamado Stanford Moss dirigió la mayoría de los proyectos. Su desarrollo más notable
fue el turbo supercargador. Este utilizaba los gases de escape de un motor alternativo para mover
una rueda de turbina que, a su vez, movía un compresor centrífugo utilizado para supercargar.
Este elemento hizo posible construir las primeras turbinas de gas confiable.
En los años 30, tantos británicos como alemanes diseñaron turbinas de gas para la
propulsión de aviones. Los alemanes alcanzaron a diseñar aviones de propulsión a chorro y
lograron utilizarlos en la 2° guerra mundial.
- Bases teóricas
Definición Conceptual:
El mantenimiento es un proceso totalmente planificado, organizado y sistematizado, el
cual se aplica a equipos y/o maquinas que se encuentran en funcionamiento, con la finalidad de
detectar fallas para luego corregirlas y poner en optimas condiciones el funcionamiento del
equipo.
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Definición Operacional:
El mantenimiento, es una técnica sistematizada que se utiliza para prevenir fallas futuras
y evitar gastos innecesarios; de tal forma que evite ocasionar grandes daños tanto a la empresa
como al equipo en si; y conseguir que el equipo este disponible para efectuar su trabajo de rutina.
Indicadores:
 Disponibilidad.
 Confiabilidad.
 Mantenibilidad.
 Utilizacion
Ciclo Brayton:
El ciclo simple de turbinas a gas ciclo BRAYTON representan el funcionamiento ideal de
una turbina a gas simple, este puede ser de ciclo abierto con el uso de un combustor, que
representa el caso general para turbinas empleadas a la generación de potencia en las que el calor
que se suministra el ciclo proviene de la combustión de algún combustible, y que lo podemos
provenir de la energía nuclear.
El ciclo BRAYTON de aire estándar esta constituido por los siguientes procesos
reversibles:
1.- Compresión adiabática.
2.-Adición de calor a presión constante
3.- Expansión adiabática
4.- Expulsión de calor a presión constante.
Para los procesos de compresión y expansión el trabajo esta definido por:
W=Ah
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En donde W es el trabajo y Ah es la diferencia de entalpía entre los puntos de salida y
entrada del compresor y la turbina respectivamente. Para los procesos de adición y expulsión de
calor la cantidad de calor esta definido por:
Q=Ah
En donde Q es el calor y Ah es la diferencia de entalpía entre los puntos de salida y
entrada de la cámara de combustión en el caso de la adición de calor, y en la expulsión es la
diferencia entre los gases de escape a la salida de la expansión y la entrada.
En la figura 1.1 muestra un esquema de una turbina a gas de ciclo simple. Las leyes
indican las funciones de varios de los componentes de la misma, y también es indicado el flujo
de aire a través de la máquina.
Un estudio general de este esquema declarará en forma general el funcionamiento de una
turbina a gas, aunque no explica como es que este tipo de máquina puede desarrollar fuerza útil.
Para poder como la fuerza es producida, es necesario explicar que la turbina a gas trabaja con un
ciclo similar al que trabaja cualquier motor de explosión, es decir, succiona aire del ambiente, lo
comprime, lo caliente quemando combustible directamente en él, y luego aprovecha esta energía
expandiéndolo a través de los alabes de la turbina.
Las figuras 1.2 muestra el diagrama del trabajo de la turbina a gas de ciclo simple. La
línea vertical representa la presión, y la horizontal al volumen de una masa de aire a las distintas
presiones y temperaturas que experimentan durante el paso por la turbina. se puede decir que el
diagrama representa la historia de la vida.
Funcionamiento de la Turbina
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Turbina a Gas:
Nos parece bien tratar este tema sobre el funcionamiento de la turbina de gas, tomando
como comparación el motor Diesel, cuyo principio es conocido por los lectores. Observemos en
primer lugar la turbina de gas simple, fig. 1.3 en esta forma solo se compone de tres elementos:
el compresor, la cámara de combustión y la turbina, llamamos esa instalación de turbina de gas,
de un eje de ciclo abierto; de un solo eje, porque el compresor y la turbina están acoplados sobre
un solo eje (Y), de ciclo abierto, porque el aire es aspirado directamente de la atmósfera y los
gases de combustión son descargados de la atmósfera. El funcionamiento de esta turbina de gas,
en principio no difiere del funcionamiento de un motor Diesel de cuatro tiempos si aspira el aire
del ambiente y se lo comprimen en la carrera ascendente del pistón. En el punto muerto superior
se inyecta el combustible, y el aumento de volumen producido por la combustión acciona al
émbolo hacia abajo. Acto seguido los gases de escape se expulsan a través del escape. La
potencia disponible en el eje cigüeñal es la diferencia entre la potencia recibida durante la carrera
de trabajo descendente y la potencia encargada en la carrera de compresión. Estos
procedimientos de trabajo se producen en el mismo lugar en diferentes momentos en el cilindro
del motor Diesel.
Que los diversos procesos del ciclo de las turbinas de gas se produzcan distintos
elementos, es una ventaja apreciable en comparación del motor Diesel, ya que estos diversos
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elementos compresor, cámara de combustión y turbina pueden ser ajustados fácilmente para las
condiciones dadas. Especialmente la cámara de combustión puede ser construida para diversos
combustibles ya sean gaseosos o líquidos. Además se puede agregar a la turbina de gas sencilla,
según fig.1.3,otros elementos.
Los límites de la temperatura del gas:
Naturalmente siempre se buscan medios y caminos que permiten usar temperaturas de gas
en aumento constante. Este anhelo plantea problemas difíciles para los constructores de las
turbinas de gas, puesto que para el aumento de la temperatura del gas hay límites fijos, por un
lado debido a la resistencia de los materiales y por otro, a causa del combustible. Por lo tanto se
deben usar, para la construcción de turbinas, materiales resistentes a temperaturas muy elevadas.
Pero, hasta para estos materiales de la vida de la turbina depende de las temperaturas y
cargas. Si del constructor de turbinas de gas se exigen máquinas para temperaturas de gas
mayores, se podrá proceder así:
1. Elegir un material de mayor resistencia de mayores temperaturas. Esto depende
de la metalurgia .
2. El constructor puede acortar la vida de la turbina de gas. Este camino que se elige
para la propulsión de los aviones.
3. El constructor puede mantener la carga mecánica de las piezas que deben sufrir
temperaturas muy altas
4. El constructor puede proteger del efecto de los gases calientes algunas piezas
determinadas por medio de la refrigeración con aire y agua.
Rendimiento económico de la turbina de gas en comparación con otras maquinas
térmicas:
Los siguientes factores pueden inclinar la decisión a favor de las turbinas de gas:
1. El Espacio Necesario
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Para las turbinas de gas se necesita menos espacio que para cualquier otra máquina
térmica. Esto tiene importancia cuando se deba instalar en un edificio ya existente.
2. El Peso
También las fundiciones existentes pueden ser suficientes para la turbina de gas por su
reducido peso por unidad de potencia.
3. El Consumo de agua refrigerante
La turbina de gas puede utilizarse en algunos casos sin aguas refrigerante, si se extrae el
poco calor del aceite lubricante con un refrigerador de aire. Esta ventaja es la de mayor peso para
instalaciones en desiertos donde el agua escasea o es de mala calidad.
4. Personal Necesario
La turbina de gas necesita menos personal para su servicio que el motor Diesel o la
central de vapor. Gracias a su construcción sencilla los grupos de turbinas de gas pueden trabajar
con personal menos calificado.
5. Disponibilidad de funcionamiento:
La gran disponibilidad de servicio de las turbinas de gas tiene muchas ventajas en
comparación con una central de vapor.
6. Costos de manutención:
Los costos del personal de manutención y de los repuestos para la turbina de gas son más
bajos que para otras máquinas térmicas. La turbina de gas funciona prácticamente sin desgastes
mecánicos y solamente se deben remplazar de vez en cuando por piezas nuevas.
7. Consumo de aceite Lubricante:
La turbina de gas tiene un reducido consumo de aceite lubricante que es solo de 0,02-0,03
g /kWh.
De esta manera se puede decir que la turbina de gas es la instalación más económica para
producir energía, pero en todos los casos de las máquinas se debe estudiar el pro y el contra con
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mucho cuidado. Mientras al principio del desarrollo de la turbina de gas se estaba generalmente
convencido que esa turbina iba a desplazar a otras máquinas térmicas pero estas llenan el vacío
entre las máquinas clásicas, es decir motor diesel y turbina de vapor.
Tipos de Mantenimientos
 Mantenimiento Preventivo: Es un conjunto de actividades realizadas con
anticipación con el fin de conservar los equipos en condiciones de operación satisfactoria
mediante la inspección, ubicación de defectos y prevención de fallas.
 Mantenimiento Predictivo: Es el programado y planificado fundamentándose en
el análisis técnico, programa de inspección y reparaciones de equipo que permitan adelantarse a
las posibles fallas de los mismos, es decir, permite detectar fallas incipientes sin detener el
funcionamiento normal del equipo, a través del uso de instrumentación especializada y análisis
de la información recogida, como su nombre lo indica, este mantenimiento busca predecir las
fallas.
 Mantenimiento Correctivo: Es el que se implica cuando ha ocurrido una falla,
ya sea por síntomas claros y avanzados o por paro del equipo, instalación. Estos deben ser
reparados antes de proseguir con su normal funcionamiento.
“ El proceso de mantenimiento no solo se aplica en equipos recién adquirido por una
empresa como todo en estado de funcionamiento, el equipo nuevo se le aplica una inspección
antes de ejecutar el primer mantenimiento y establecer la vida operacional de la máquina”.
Partes esenciales de la turbina de gas:
La turbina de gas es una turbomáquina motora capaz de convertir la energía
termodinámica de un gas (fluido compresible) en un trabajo útil en un eje.
En las turbinas de ciclo abierto, que son las más usadas, el gas se genera en la misma
unidad en el momento de su utilización, siendo éste el producto de la combustión de un
combustible líquido o gaseoso (generalmente un hidrocarburo), con aire a presión, en una a
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cámara o combustor que procede a una turbina propiamente dicha. En realidad, la designación
genérica de gas corresponde a una mezcla de diversos gases que son el producto de la
combustión. El aire a presión lo procura un compresor accionado por la misma turbina. El aire
se toma de la atmósfera y en ésta se descargan los gases de escape.
En las turbinas de ciclo cerrado, el fluido de trabajo circula en circuito cerrado y no hay
descarga en la atmósfera.
En cualquier caso se trata de tener un fluido con alta presión y alta temperatura que puede
expandirse en la turbina propiamente dicha, cediendo su energía termodinámica, la cual se
traducirá en trabajo útil en el eje de la máquina.
El motor de turbina de gas de ciclo abierto está constituida esencialmente por: el
turbocompresor, el combustor y la propia turbina, formando una sólida unidad.
Ciclos teóricos de la turbina de gas:
Los ciclos teóricos, que son base para la operación de turbina de gas, son los siguientes:
1.- Ciclo Brayton – Joule, se caracteriza por compresión isoentrópica, toma de calor a
presión constante, expansión isoentrópica y expulsión de calor a presión constante. Este ciclo es
el más generalizado y casi el único seguido hoy día en las turbinas de gas que se construyen.
2.- Ciclo Holzward, que defiere del anterior en que la toma de calor se efectúa a volumen
constante en un recinto cerrado (cámara de combustión) con válvulas de entrada y salida. Los
demás procesos son iguales que el ciclo Brayton.
3.- Ciclo Karavodine, tiene de particular que la cámara de combustión en que se efectúa
la toma de calor, está cerrada por un extremo y abierto hacia el lado de la turbina donde se
realiza simultáneamente la expansión.
4.- Existe también el ciclo Holzward invertido, en el cual la turbina forma parte integral
de la cámara de combustión, la cual se halla colocada antes de la válvula de descarga. Este ciclo
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presenta las ventajas de los ciclos Holzward y Karavodine. La toma de calor se realiza
efectuando trabajo a presión constante como en un ciclo Diesel.
Los ciclos con toma de calor a volumen constante, tienen mejores rendimientos que
aquellos con toma de calor a presión constante, para el mismo calor puesto en juego como se
prueba en Termodinámica. En la práctica, en el caso del ciclo Holzward, resulta difícil la
combustión instantánea , ya que decae la presión durante la combustión por un efecto de
recirculación del calor y se producen pérdidas en la válvula de admisión de la cámara.
En el caso del ciclo Karavodine se logra buen rendimiento a baja relación de presiones
(inferior al 1.5), según investigación de Van der Meulen en los laboratorios de máquinas de
combustión interna de Delft (Holanda). Además permite arrancar la máquina sin motor auxiliar,
iniciando el proceso con una relación de presiones igual a la unidad.
Por el momento, puede decirse que los ciclos 2,3 y 4 están en experimentación.
Solamente el ciclo Brayton se aplica en la construcción de turbinas de gas.
- Definición de términos básicos
 Adiabática: Son cuerpos impenetrables al calor.
 Alabes: Paletas del rotor.
 Ciclo Brayton: Es el funcionamiento ideal de una turbina a gas simple.
 Ciclo Combinado: Es el vapor generado en el recuperador de calor, es utilizado
en una turbina a vapor para lograr mayor generación de potencia.
 Combustible: Sustancia que reacciona químicamente con otra sustancia para
producir calor.
 Confiabilidad: Es la probabilidad de que un equipo no falle estando en servicio
dentro de un período de tiempo determinado.
 Compresor: Mecanismos usado para comprimir gas.
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 Disponibilidad: Es la probabilidad de que un equipo esté disponible para su uso
durante un período de tiempo dado.
 Entalpía: Es el calor total.
 Gas: Fluido sin forma ni volumen propios, cuyas moléculas tienden a separarse
una de otra.
 Mantenimiento: Es el conjunto de actividades que se realizan en un equipo,
sistema o producto cualquiera, con la finalidad de que se encuentre disponible, confiable y
seguro en un período de tiempo determinado; garantizado asi la producción al menor costo
posible.
 Mantenibilidad: Es la probabilidad de que un equipo que ha fallado pueda ser
reparado dentro de un período de tiempo dado.
 Máquina: Conjunto de aparatos combinados para recibir ciertas forma de energía,
transformarla y sustituirla en otra mas adecuada, o para producir un efecto.
 Planificación: Plan general científicamente organizado para obtener un objetivo
determinado, tal como el desarrollo económico, el funcionamiento bueno de una industria.
- Hipótesis
Si las turbinas a gas tienen buen mantenimiento entonces estas podrán generar mayor
cantidad de energía y pueden ser confiable y seguras a la hora de ser utilizadas.
- Variables
Dependiente:
El mantenimiento.
Independiente:
 Personal calificado.
 Mano de obra.
 Producto final.
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- Procedimiento:
Los desengrasantes son para efectuar una limpieza manualmecánica.
El ZOK 27 se aplica a presión con una bomba a través de unos inyectores estos
mantenimientos son efectuados por los obreros de la empresa.
El marasol y el kerosene son desengrasantes este se aplica en todo tipo de mantenimiento,
también se utilizan los desoxidantes, desincrustantes que realizan la misma función.
Zok 27 es como un jabón detergente que se utiliza para los compresores axiales, el cual se
aplica sin destapar los compresores.
Estos químicos se utilizan para un mantenimiento efectivo a dichas turbinas.
- Recursos:
 Desengrasantes.
 ZOK 27.
 Bombas.
 Inyectores.
 Marasol.
 Kerosene.
 Desoxidantes.
 Desincrustantes.
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CONCLUSION
las Turbinas a gas, en cualquier equipo adquirido por una empresa y todo equipo en
estado de funcionamiento se le aplica una inspección antes de ejecutar el primer mantenimiento y
establecer la vida operacional de la máquina.
A las Turbinas a gas, se les debe hacer un mantenimiento preventivo, predictivo,
correctivo y un control en el que se específica los datos generales de la turbina, datos del
generador, el desarrollo del servicio al turbogenerador y a las diferentes partes de éstas para así
lograr un buen funcionamiento de estos equipos, y poder obtener confiabilidad, disponibilidad,
Utilizacion y mantenibilidad en el momento de su producción, de tal forma que pueda satisfacer,
rendir y cumplir satisfactoriamente los requerimientos tanto de la empresa como de los distintos
usuarios.
De acuerdo a cada equipo (Turbinas a gas) se ha creado un historial de vida, en las que se
define que tipo de mantenimiento y cuándo se le debe aplicar , que tipo y cuáles son las
recomendaciones a seguir para que el equipo continúe funcionando de la mejor manera, en
menor tiempo posible y para así aminorar las horas de paradas.
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RECOMENDACIONES
 Es recomendable realizarle un mantenimiento preventivo y predictivo a las Turbinas de gas,
ya que por medio de estos podremos detectar y analizar las fallas que se pueden presentar con
mayor frecuencia y así evitar el paro total y absoluto de las mismas.
 Es necesario tener a mano la historial de vida de cada una de las Turbinas a gas, para así
saber que tipo de mantenimiento es el que se debe aplicar a cada una de ellas y tener al
alcance toda la información necesaria para poder actuar en cualquier momento.
 Se debe realizar el servicio mecánico, eléctrico, instrumentación y operacional; para estar
seguros de que el equipo no va fallar durante su producción.
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LM2500 TRAINING MANUAL
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TURBINAS LM 2500
Capítulo 1. Sección 1
Introducción y descripción del sistema
PROPÓSITO
Este manual informa acerca de la operación y el mantenimiento del GE LM2500.
ALCANCE
La información que contiene este manual representa lineamientos e instrucciones

generales para la operación, mantenimiento o reparación del conjunto GTG de
LM2500. Todos los números del plano a los que se hace referencia en este volumen
son números GE Energy, a menos que se especifique lo contrario. Para obtener
información más detallada y amplia, se brindan referencias de una lista completa de
proveedores en el Capitulo 5.
CONFIGURACION DEL SISTEMA
Montaje de patín único
El sistema consiste en un patín de turbina cerrado, que incluye todo el equipo

complementario, y el generador montado en un pedestal concreto. Tal como se
ejemplifica en Figura 1.1, Conjunto de Generador-Turbina de Gas LM2500, el
patín de la turbina contiene un motor de turbina General Electric (GE) activado por
gas, conectado a un Generador de corriente alterna refrigerado por aire.
Módulos complementarios
Varios módulos de soporte se suministran con el conjunto GTG de LM2500 y se

incluyen en varios compartimentos del patín de turbina. Existen cuatro módulos
bajo el compartimento de la turbina dentro de la base del patín de la turbina: El
módulo de arranque hidráulico, el modulo de combustible de gas, el modulo de
aceite de engrase sintético y el modulo de agua de lavado. El módulo de protección
contra incendios se ubica dentro del compartimento de la turbina, mientras que el
módulo de aceite de lubricación mineral se ubica en el compartimento de la
transmisión. Todos los módulos incluyen transmisores para el control remoto o
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monitoreo, tal como sea necesario para la operación. Estos componentes modulares,
junto con el equipo de control eléctrico, forman el paquete completo del conjunto
GTG de LM2500.
Equipo del sistema de soporte
El paquete del conjunto GTG de LM2500 incluye un panel de control de generador

turbina (TCP), escritorio HMI, sistema de relés de protección del generador digital,
centro de control del motor 400-V (MCC) y sistemas de batería VDC de 24 y 125,
incluyendo bastidores y cargadores de batería. El equipamiento del equilibrio de
planta (BOP, por sus siglas en ingles) no suministrado por GE Energy se trata en
manuales separados.
REVISIÓN MAYOR EN TURBINAS DE GAS

OVERHAUL EN LA TURBINA LM2500
La turbina de Gas LM 2500 es una aeroderivada del GE CF6-6 motor aerodinámico, y está
presente en muchas plantas de cogeneración. Además de impulsar determinadas aeronaves,
también forma parte del equipo de impulsión de algunos barcos, tanto civiles como militares.
La LM 2500 está formada por un generador de gas y una turbina de potencia. Forman parte del
equipo una bomba de aceite, sistema de suministro de combustible, las secciones de aire de
entrada y gases de escape, y el sistema de control. La potencia total es de 25MW, la velocidad
de giro es de 6500 rpm y la eficiencia térmica es del 37% en condiciones ISO.
El generador de gas de la LM2500 consta de 16 etapas de compresión con una relación 18:1.
Dispone de siete etapas de geometría variable, una cámara de combustión anular con inyectores
de combustible montados desde el exterior, y 2 etapas de turbina de alta, refrigeradas por aire
de alta presión que impulsa el compresor. La turbina de potencia está formada por 6 etapas de
baja presión que se impulsa por el generador de gas de alto caudal de gases de escape.
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Indice:
1. Overhaul en la LM2500
2. Razones para realizar un overhaul
3. Fases de la revisión
4. Tareas incluidas en el overhaul
5. Repuestos necesarios
6. Problemas habituales
1. Overhaul en la LM2500
La LM 2500 se somete a un overhaul o revisión según condición cuando se detecta en algunas de
las revisiones periódicas alguna avería, fallo, FOD (Daño por objeto extraño), DOD (Daño por
un objeto desprendido). Las revisiones periódicas se realizan en función de las FFH (Factored
Fired Hours), que es una forma de calcular el tiempo entre inspecciones, y que tiene en cuenta
los arranques, las paradas de emergencia y las horas de funcionamiento. Estas revisiones son:
1. Revisiones Boroscópicas: Es una inspección visual donde se utiliza un instrumento óptico, el
boroscopio, para acceder a zonas como álabes del compresor, cámara de combustión, álabes de
turbina, segmentos distribuidores, termopares. Con estas inspecciones visuales se buscan daños,
averías o se confirman problemas detectados en otras pruebas.
2. Revisiones Espectrométricas del aceite: Prueba que nos indica los valores en tantas partes por
millón de metales disueltos en el aceite para comprobar si se están degradando los materiales de
las zonas lubricadas.
3. Cambio de filtros: Se inspeccionan en busca de partículas.
4. Pruebas de vibraciones: Comprobación de que están dentro de los límites y su evolución con
el tiempo.
5. Inspecciones oculares de todos los sistemas y del exterior de la turbina en busca de fugas,
grietas, piezas sueltas o flojas, etc.…
6. Revisión y seguimiento de todos los parámetros del funcionamiento de la turbina,
comportamiento en arranques y paradas, llevando un histórico para ir viendo su evolución.
Si durante la revisión boroscópica u otra de las pruebas/ revisión, se detectara un problema se
adelanta la siguiente revisión para comprobar su evolución ( si se mantiene dentro de límites o si
empeora).
Si el defecto detectado es mayor o ha degenerado en avería se procede a la parada inmediata de
la turbina para realizarle la revisión overhaul que consiste en la reparación del modulo afectado,
revisión de todas la piezas desmontadas hasta llegar a la zona de la avería y la realización de la
revisión a las horas de funcionamiento hasta el momento que aconseja el fabricante que se le
haga para garantizar una mayor eficacia, postergar la vida de la turbina, mejora de
disponibilidad, fiabilidad y rendimiento.
2. RAZÓN DE REALIZAR LA REVISIÓN OVERHAUL.

En revisiones overhaul los motivos son:
· Reparación de una avería detectada de un componente
· Realización de una revisión por horas de funcionamiento aconsejadas por el fabricante siendo
el momento exacto elegido por el cliente según sus necesidades de producción.
· Inspecciones especiales: Realizándose en la pruebas inspecciones adicionales dimensionales y
de dureza. Realización de ensayos no destructivos por líquidos penetrantes, radiografías.
a) Por sobre velocidad.
b) Sobrecalentamiento.
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3. FASES DE LA REVISIÓN
· Planificación.
· Desmontaje.
· Limpieza.
· Inspección, reparaciones, sustituciones y comprobaciones.
· Montaje.
· Prueba Final.
· Informe.
4. TAREAS INCLUIDAS EN EL OVERHAUL.

- Desmontaje hasta acceder a la partes afectadas en las revisiones periódicas (boroscópicas,
aceites, visual, vibraciones, parámetros.).
- Desmontaje de las partes a revisar según la on condition de las horas de funcionamiento
aconsejable por el fabricante.
- Limpieza de todas las piezas para realizar la inspección de las mismas.
- Búsqueda de grietas por los métodos de IPF (Por Líquidos penetrantes) o IPM (Inspección por
corrientes magnéticas).
- Inspección dimensional si es necesario o lo requiere.
- Realización de revisión general o visual según manual a todas las piezas desmontadas.
- Sustitución de los elementos que por el tipo de reparación requerida se sustituye por no tener
los medios para realizarla in situ. (ej.: Cámara de combustión, segmentos de distribuidor, álabes
etc.…, Los cuales se mandan a reparar y luego se le devuelven al cliente como repuesto).
- Sustitución de todas la piezas de sustitución forzosa como( tornillería dañada, gasket, oring, tab
washer, tuercas en mal estado, tuercas auto frenables, seal ring, retaining ring, retainers).
- Cambio de las piezas que estén fuera de limites según manual o reparación de las mismas si son
reparables y se tienen medios.
- Montaje de las piezas realizando las medidas o tomando las dimensiones que el fabricante
recomienda en función de las piezas inspeccionadas, reparadas y cambiadas.
- Sustituir el aceite y limpiar el circuito de lubricación.
- Sustituir filtros.
- Desmontaje de los accesorios comprobación y revisión del historial de los parámetros según las
horas de funcionamiento. Realización de prueba funcional si se requiere (bomba aceite, bomba
combustible, inlet gearbox, arrancador, control baterías).
- Revisión de sensores, transmisores y cableado.
- Comprobación estado inyectores y bujías. Sustituir si lo requiere.
- Comprobación de álabes o geometría variable y en su defecto realizar reglaje.
- Alineación de la turbina de gas y la turbina de potencia.
- Revisión de los apoyos de la bancada, sistema de anclaje de la turbina, sineblocks.
- Estado de enclosure.
- Prueba Final. Si esta desmontada de la bancada se realiza en banco de pruebas y si está
montada se realiza en la bancada. Para comprobar que los parámetros están dentro de los límites.
- Informe. De las zonas intervenidas, piezas sustituidas, reparadas, inspecciones adicionales
realizadas, medidas tomadas, parámetros de la prueba de banco.
- Si la turbina esta en taller proceder a guardarla en el contenedor, cerrarlo, y presurizarlo para su
posterior traslado.
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5. REPUESTOS NECESARIOS.
· Piezas de sustitución forzosa (PRF)
· Tornillería.
· Piezas que se hayan detectado dañadas a priori en revisiones boroscópicas o dependiendo de la
avería.
· Se aconseja tener bujías, inyectores, cámara combustión, álabes, etc.…
5. PROBLEMAS HABITUALES DURANTE LA

REVISIÓN OVERHAUL.
Los problemas más habituales durante una revisión mayor suelen ser los siguientes:
· No tener un distribuidor de material que te garantice en un plazo mínimo de tiempo la entrega
de piezas necesarias no previstas.
· Mala preparación de los trabajos (falta de herramienta, falta de material y repuesto, falta de
utillajes).
· Realización en campo de tareas que deben realizarse en taller.
· No disponer de un centro reparador.


· Errores en la realización de los trabajos por falta de atención o conocimientos
· Retrasos provocados por el cliente.
· Accidentes e incidentes.
· Problemas en la puesta en marcha, por no seguir procedimientos, y supervisión insuficiente.

· La falta de utillaje o su mal estado. Mal estado de eslingas, grúas, polipastos.
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Motor de turbina de gas LM2500
VISIÓN GENERAL DEL MOTOR DE TURBINA DE GAS LM2500
La turbina de gas industrial LM2500 es el motor de aero derivados con más experiencia de GE. Se deriva
del motor de vuelo TF-39 usado para boquillas de cuerpo ancho DC-10. Más de 1000 LM2500 están
ahora en servicio de tierra y servicio marino con más de 4,000,000 horas de operación industrial, con
disponibilidad industrial documentada que supera el 99%. La velocidad de diseño de 3000 a 3600 rpm de
motor de eje dual permite un acoplamiento directo de su turbina de potencia a un generador eléctrico,
evitando así la caja de cambios requerida para la mayoría de las turbinas de gas. Esto aumenta su ventaja
de eficiencia de combustible sobre las unidades de engranaje. Empacado como un juego de generador, el
LM2500 produce 22,236 kW a una tasa de combustible de 9401 Btu/kWH. Una variedad de boquillas de
combustible personalizadas está disponible para combustible dual, inyección de agua y como en nuestra
aplicación, requiere de una boquilla de inyección de vapor. El vapor inyectado LM2500 STIG 50 puede
acomodar hasta 50,000 lbs/hr de inyección de vapor para plantas con cargas de procesos fluctuantes.
Produce 26,466 kW y puede eliminar las necesidades de compra de equipo de ciclo combinado, como
turbinas y condensadores de vapor.
El LM2500 consista de un generador de gas (GG), turbina de potencia (PT) y adaptador de eje de
acoplamiento de alta velocidad (hacia delante). El GG está compuesto por un compresor de alta presión
de 16 etapas (HPC), una cámara de combustión, una turbina de alta presión etapa 2 (HPT), un sistema
accesorio de conducción y controles y accesorios. Las lengüetas de acoplamiento se conectan a los rotores
HPC y HPT. El rotor HP gira en sentido de las agujas del reloj cuando se observa desde la popa, mirando
hacia delante. El conducto de entrada y el cuerpo central son los componentes de entrada del motor
montados al marco frontal del compresor (CFF). Los marcos estructurales ofrecen soporte para el rotor
HPC, cojinetes, estator del compresor, rotor HPT y rotor PT. Estos incluyen el marco frontal del
compresor (CFF), marco posterior del compresor (CRF) y el marco medio de la turbina (TMF) en el GG y
el marco posterior de la turbina (TRF) en la turbina de potencia (PT). El PT se une al GG a través de un
kit de unión para producir el ensamble de la turbina de gas. El PT se compone de un rotor de turbina de 6
etapas, baja presión, rotor de turbina, estator de turbina de baja presión y un TRF. Se acopla
aerodinámicamente al GG y se conduce por los gases de escape de GG. El adaptador de eje de
acoplamiento delantero está conectado al rotor de PT y proporciona potencia de eje a la carga conducida.
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El compresor GG extrae aire a través del conducto de entrada, alrededor del cuerpo central y a través del
CFF. El aire luego viaja a través de las aspas de guía de entrada (IGV) y pasa al HPC. El monto de flujo
de aire en el HPC de 16 etapas está regulado por IGV y seis etapas de aspas de estator variables (VSV).
La posición angular del VSV se modifica como una función de la temperatura de entrada del compresor
(T2) y velocidad GG (NGG). Esto proporciona un funcionamiento sin detenciones del compresor a través
de una amplia gama de velocidades de rotor y temperaturas de entrada. Para el control de emisiones, el
monto de aire que ingresa a la cámara de combustión se controla por el aire que emana de la descarga
HPC, según sea necesario. El aire de descarga del compresor es luego dirigido a la sección de la cámara
de combustión. El aire que ingresa a la cámara de combustión se mezcla dentro de 30 boquillas de
combustible. Un encendedor se desactiva una vez que la combustión se torna auto-sostenedora enciende
la mezcla de aire y combustible. Los gases de combustión luego salen del HPT. Los gases calientes de la
cámara de combustión se dirigen al HPT, que conduce el HPC. Los gases de escape salen del HPT e
ingresan a PT, lo que conduce el eje acoplado hacia el adaptador. El adaptador delantero se aparea con el
eje acoplado provisto por el empacador y conduce la carga de salida.
COJINETES Y CÁRTERES
Los dos ejes del motor están soportados por siete cojinetes en cuatro cárters secos donde el aceite
sintético se rocía en cada cojinete para enfriamiento y lubricación. Los cojinetes de bola mantienen un
posicionamiento axial o de estocada en cada eje. Otras cargas de eje se transportan se realizan por
cojinetes de rodillos. Cada cojinete está numerado, según se relaciona con la ubicación de estación del
motor y el tipo: B para bola y R para rodillo. Los cárters se identifican en forma alfabética desde el frente
hasta la parte posterior en el motor.
COJINETES Y CÁRTERES
El GT con un ensamble de turbina de potencia de 6 etapas consta de dos sistemas de rotación separados:
el GG y PT. Se usan siete cojinetes: Ubicados en cárter A es 3R: cárter B incluye cojinetes 4R
y 4B; cárter C conteine cojinetes 5R y 6R; y cárter D contiene cojinetes 7B y 7R. El GG y GT con un PT
de 2 etapas solo incluye los primeros 4 cojinetes: 3R, 4R, 4B y 5R.
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El cojinete N.° 3R soporta el extremo delantero del rotor generador de gas, que se ubica en el cárter CFF
A. El extremo de la popa del rotor está soportado por los cojinetes N° 4B y N° 4R, que se ubican en el
cárter CRF B. El cojinete N°. 5R es un cojinete de rodillo que soporta el eje posterior del rotor de
generador de turbina.
El soporte del rotor PT consta de tres cojinetes: los cojinetes N° 6R, 7B, y 7R. Los cojinetes N°. 6R y 7R
son cojinetes de rodillo montados en la parte delantera y los ejes de popa respectivamente. El cojinete n°.
7B es un cojinete de bola montado en el eje posterior, justo adelante del cojinete 7R. Transporta la carga
de empuje de todo el rotor PT.
El miembro de rodillo del cojinete 6R está montado en el TMF. El 3R, 4R, 4B, 5R, y 7B son cojinetes
coincidentes y variedades internas.
Todas las variedades externas de cojinetes, excepto N° 4B, 5R, y 7R están bridadas. Una tuerca
espaciadora retiene el cojinete N° 4B sobre la cara externa. Un aro con tabulaciones que engancha ranuras
en la variedad externa retiene los cojinetes N° 5R y 7R. Los cojinetes N° 3R y 5R, bajo ciertas
condiciones pueden ser ligeramente cargados. Para evitar el deslizamiento de los rodillos bajo estas
condiciones, la variedad externa es ligeramente elíptica para mantener los rodillos girando.
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COMPONENTES PRINCIPALES
La ilustración de arriba es un plano de despiece del motor de turbina de gas LM2500 e ilustra los
componentes principales del motor. Cada uno de estos componentes se describe en más detalle en las
páginas siguientes de esta sección:
 Ducto de entrada y cuerpo central

 Marco frontal del compresor
 Ensamblado del compresor de alta presión (HPC)
 Ensamblado del marco posterior del compresor de alta presión
 Ensamblado de la cámara de combustión
 Ensamblado de la turbina de alta presión (HPT)
 Ensamblado del marco medio de la turbina
 Ensamblado de la turbina de potencia (LPT)
 Ensamblado del marco posterior de la turbina
 Eje de acoplamiento flexible de ensamble del ducto de escape
 Caja de cambios accesoria
COMPONENTES PRINCIPALES
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CONDUCTO DE ENTRADA Y CUERPO CENTRAL
Los componentes de entrada dirigen el aire hacia la entrada de generador de gas para ofrecer un flujo de
aire suave, no turbulento hacia el compresor. Estos componentes constan del conducto de entrada y el
cuerpo central.
CONDUCTO DE ENTRADA Y CUERPO CENTRAL
El conducto de entrada se construye de aluminio y tiene forma abocardada. Está atornillado a la brida
exterior delantera del marco frontal del compresor e incluye las manivelas de lavado de agua para las
soluciones de limpieza de líquido de inyección en el compresor.
El cuerpo central es un divisor de flujo atornillado al frente del núcleo del marco frontal del compresor. A
veces se lo conoce como la cabeza punteaguda y está disponible en aluminio o un material de plástico
compuesto.
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CONDUCTO DE ENTRADA DE AIRE Y MARCO FRONTAL DEL COMPRESOR
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MARCO FRONTAL DEL COMPRESOR
El marco frontal del compresor (CFF) forma un camino de flujo para el aire de entrada al compresor. Es
un ensamblado hecho de un recinto único de acero inoxidable.
Los soportes de amortiguación entre el núcleo y el recinto exterior ofrecen el suministro de lubricación y
el aceite de expulsión de los componentes del cárter A. El marco también soporta el cojinete frontal del
rotor del compresor, ducto de entrada, cuerpo central, extremo delantero del recinto del compresor, sellos
de entrada del compresor, caja de cambios de entrada (IGB) y la cubierta del extremo del cárter A.
MARCO FRONTAL DEL COMPRESOR
El marco proporciona el montaje de las provisiones de conexión para los montajes frontales GG
(ubicaciones posteriores e inferiores) montajes de manejo de tierra, sondas P2/T2 y montajes de caja de
cambio accesoria (AGB). El marco también incluye los pasajes de aire para el cárter y la presurización de
sello y ventilación. El soporte de marco inferior aloja el eje de conducción radial que transfiere la
potencia desde IGB hasta AGB montada en la parte inferior del marco y estuche del compresor.
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MONTAJE DEL COMPRESOR DE ALTA PRESIÓN (HPC)
MONTAJE DEL COMPRESOR DE ALTA PRESIÓN (HPC)
El compresor de alta presión es un diseño axial de flujo de 16 etapas, de índice de alta presión. Los
componentes incluyen el rotor compresor de alta presión (HPCR), el estator de compresor de alta presión
(HPCS) y el CRF. La designación del número para las etapas comienza con la etapa 1 y finalizan con la
etapa 16. El objetivo principal de la sección del compresor es comprimir el aire para la combustión. Sin
embargo, algo del aire se extrae para el enfriamiento del componente del motor, presurización de sellado
y control de temperatura de la llama de la cámara de combustión.
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ROTOR HPC
El rotor de compresor de alta temperatura (HPCR) es una estructura de disco para operaciones periféricas
simultáneas en línea. Está soportado en el extremo delantero por el cojinete de rodillo N° 3, que se aloja
en el cárter CFF A. El extremo de popa del rotor está soportado por los cojinetes de rodillo y de bola N°.
4, que se ubican en el cárter CRF B.
Existen seis elementos estructurales principales y cinco juntas atornilladas de la siguiente manera:
 Disco etapa 1
 Disco etapa 2 con interfaz delantera de conducto de aire
 Bobina etapas 3-9
 Bobina etapas 10-13 con eje de popa integral
 Etapas de torsión 14-16
Todas las juntas de rotores están atornilladas y las ranuras de interferencia se utilizan en todas las juntas
de brida para un buen posicionamiento de las partes y la estabilidad del rotor.
Un conducto de aire deslizable, de pared única que se soporta por un eje de popa y disco de etapa 2,
enruta el aire de presurización a través del centro del rotor para la presurización de los sellos de cárter B.
El uso de carretes reduce el número de juntas y hace posible que diversas etapas de las cuchillas se
realicen en una estructura de pieza única del rotor.
Los discos de etapa 1 y 2 tienen una serie de colas de milano axiales de cuchilla única, mientras que las
etapas 3 a 16 tienen un canal de cola de milano circunferencial en el cual las cuchillas están retenidas.
La paleta cercana al carrete del rotor y la eliminación del estuche del estator a la cuchilla se obtiene con
diversos recubrimientos por atomización de goma de metal. Las puntas delgadas de la interferencia en las
cuchillas y aspas entran en contacto con el material atomizado. La acción abrasiva en las puntas evita una
fricción excesiva mientras se obtiene una mínima holgura.
El sello de presión de descarga del compresor (CDP) sirve para establecer una carga de presión
diferencial para ayudar a equilibrar la diferencia entre las cargas axiales del HPCR y el HPTR.
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ESTATOR HPC
El montaje del estator del compresor de alta presión (HPCS) consta de dos platos de acoplamiento hacia
adelante de acero M-152 y dos platos de encofrado posterior de Inconel 718, cada uno dividido en forma
horizontal con las cuatro piezas atornilladas juntas. Alojan a la variable del compresor y a las paletas fijas,
así como también proporcionan una protección estructural entre CFF y el CRF.
MONTAJE DEL ESTATOR DE COMPRESOR ALTO
El HPCS tiene una etapa de IGV, 15 etapas de paletas de estator y paletas de guía de salida (OGV). El
IGV y las etapas 1 a 6 son variables y sus posiciones angulares se modifican como una función de T2
y NGG. Esta variabilidad ofrece a la superficie sustentadora de la paleta el ángulo óptimo de ataque para
un funcionamiento eficaz sin pérdida de compresor.
Las posiciones de la paleta se controlan por un control de geometría variable (VG). El control de paleta
variable stator es un sistema electro-hidráulico que consta de una bomba hidráulica montada AGB,
válvulas servo VSV y accionadores VSV con transformadores diferenciales integrales de línea variable
(LVDT) para ofrecer señales de posición de retroalimentación para el control electrónico de reducción de
motor. Un par de ejes de torsión actúan como las paletas variables. Un accionador hidráulico VSV
posiciona cada uno de los extremos delanteros de ejes de torsión. Los enlaces se conectan directamente
desde el eje de torsión a los aros accionadores de las paletas variables.
38
El IGV y las etapas 1 y 2 VSV están ocultas. Estos recubrimientos que son extrusiones de aluminio se
dividen hacia delante y a media fundición y se mantienen juntas con los pernos. Las etapas 1 y 2 de
compañero de refuerzo con diente de sellado de rotor.
COMPRESOR DE ALTA PRESIÓN Y SISTEMA DE GEOMETRÍA VARIABLE IGV/VSV
Una manivela de purgador es integral y la otra manivela de purgador se suelda a la funda del estator
posterior.
El aire purgado se extrae desde el área de corona exterior entre las superficies sustentadoras de las paletas
de etapa 9 y se usan para la presurización de cárter y enfriamiento puntal TMF. El aire purgado, extraído
en las paletas etapa 13 se usa para las boquillas de enfriamiento etapa 2 HPT y la presurización de
cavidad de pistón de equilibrio PT donde sea aplicable. En las PT etapa 6. Los puertos boroscópicos se
ofrecen en los estuches en todas las etapas de paletas para permitir la inspección interna del compresor.
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MONTAJE DEL MARCO POSTERIOR DE COMPRESOR
El CRF consta de puntales externos, el núcleo y el recinto de cárter B. La cubierta exterior del CRF
soporta la cámara de combustión y la manivela de combustible, 30 boquillas de combustible, dos
encendedores de chispa y el soporte de boquilla de turbina etapa 2.
MARCO POSTERIOR DE COMPRESOR
Una manivela interna ofrece aire de presión de descarga del compresor (CDP) para usos externos a través
de 4 de los 10 puntales. Seis puertos de alcance interior, ubicados en la cubierta, justo adelante de la línea
media, permiten la inspección de la cámara de combustión, boquillas de combustible y la boquilla de
turbina etapa 1. Dos puertos boriscópicos se proporcionan en la porción de popa de la cubierta para la
inspección de las boquillas y cuchillas de la turbina.
Los tubos de servicio al cárter B se adjuntan al cárter solamente y se alimenta a través de juntas
deslizantes en los extremos de polea, a fin de permitir un crecimiento térmico diferencial entre el cárter y
la estructura que lo rodea.
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SECCIÓN DE LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN LM2500 TÍPICO
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ENSAMBLE DE LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN
La cámara de combustión es un aro anular continuo que está precisamente centrado dentro del montaje
CRF.
La cámara de combustión de enfriamiento, junto con el CRF, sirve como un difusor y distribuidor para el
aire de descarga del compresor. El diseño de montaje ofrece un flujo de temperatura uniforme y una
distribución de temperatura regular a la cámara de combustión a lo largo de un amplio rango de
operación. Para proporcionar una longitud de sistema de cámara de combustión general corta, el extremo
líder de montaje de capó se adapta con y alrededor de los puntales CRF.
ENSAMBLE DE LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN
Treinta vórtex inducentes, tazas de flujo axial en la tapa en cada punta de boquilla de combustible
estabiliza la mezcla de aire y combustible y forma la llama. Las superficies interiores de la tapa están
protegidas de las altas temperaturas de combustión por una lámina de aire frío. La acumulación de
carbono (Cocción) en las puntas de la boquilla de combustible se evita por bobinas de forma de venturi
adjuntas a las tazas de remolino.
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Los revestimientos de cámara de combustión son una serie de aros superpuestos unidos por juntas
soldadas y cobresoldadas. Están protegidos del calor de alta combustión por un enfriamiento de lámina de
aire circunferencial. La combustión primaria y el aire de enfriamiento ingresan a través de agujeros con
espaciado cercano en cada aro de superposición. Estos agujeros ayudan a centrar la llama y admiten el
balance del aire de combustión.
La cámara de combustión y las boquillas de aire se sellan en el extremo de popa de las líneas para evitar
filtrados excesivos de aire y ofrecen un crecimiento térmico.
SISTEMA DE ENCENDIDO
El sistema de encendido produce chispas de alta energía que encienden la mezcla de aire y combustible en
la cámara de combustión durante el inicio. El sistema consta de un excitador de arranque de descarga de
alta energía de condensador, un cable de interconexión y un enchufe de encendido de energía alta.
Durante la secuencia de inicio, el combustible se enciende, que se energiza por el excitador de arranque.
Una vez que la cámara de combustión se vuelve auto-sustentadora, el arrancador se desenergiza.
SISTEMA DE ENCENDIDO
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ENCENDEDORES
MÓDULOS DE ENCENDIDO
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SENSORES DE LLAMA
Un sensor de llama ultravioleta detecta la presencia o ausencia de llama en el sistema de cámara de

combustión del motor para el uso lógico del sistema de control del motor en secuenciación y control. El
hardware de sensor de llama consta de dos ensambles de sensores ultravioletas y dos ensambles de
ventana de vista de llama montados en dos agujeros en el marco posterior del compresor. Los sensores de
llama están equipados con cubetas de refrigeración y generadores integrales, que están conectados
directamente al acondicionador de señal provisto por el compresor. El aire refrigerado para el sistema se
suministra en paquetes y debe mantenerse durante un mínimo de 30 minutos luego de un apagado normal.
SENSOR DE LLAMA
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SENSOR DE LLAMA DE CÁMARA DE COMBUSTIÓN UV
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ENSAMBLE DE TURBINA DE ALTA PRESIÓN
El LM2500 PE HPT es un diseño de 2 etapas de enfriado de aire de alta eficiencia. La sección HPT
consta de un rotor y ensambles de boquilla de etapa 1 y 2 HPT. Las boquillas HPT dirigen el gas caliente
desde la cámara de combustión a las cuchillas HPTR a un ángulo y velocidad óptimos. El HPTR extrae
energía del vapor de gas de escape para conducir el HPCR al cual se acopla mecánicamente.
ENSAMBLE DE TURBINA DE ALTA PRESIÓN
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ROTOR HPT
El HPTR consta de un eje cónico delantero, dos discos con cuchillas de aire refrigerado y sujetadores de
cuchillas, un espaciador de rotor, una protección térmica y un eje de popa.
El eje cónico HPT hacia delante transmite la energía al HPCR. La torsión se transmite a través de la junta
de estrías al extremo delantero del eje. Dos sellos de aire se adjuntan al extremo delantero del extremo del
eje.
El sello hacia delante evita que CDP ingrese directamente al cárter B. El sello del eje mantiene CDP en el
plenum (presión de aire) formado por el rotor y la cámara de combustión. Este plenum es una cámara de
equilibrio que ofrece una fuerza que mantiene la carga de impulso adecuada en el cojinete de bola N.° 4.
ENSAMBLE DEL ROTOR DE TURBINA DE ALTA PRESIÓN
El diámetro de ranura interno de la brida del eje posterior hacia adelante ofrece una ubicación radial
positiva para el sujetador de la cuchilla etapa 1 y un sello facial para el aire refrigerado de rotor interno.
Las coberturas contraviento se usan con pernos que retienen el sujetador de cuchilla de etapa 1 del rotor.
Las coberturas contraviento reducen las elevaciones de temperatura contraviento. El diámetro de ranura
externa en la brida ofrece la ubicación para el disco de etapa 1y estabilidad para el ensamble del rotor. El
espaciador de forma cónica ofrece una estabilidad adicional y está ranurado entre los discos de turbina. El
espaciador también transmite la torsión desde el disco de etapa 2 al disco de etapa 1. La protección
térmica de forma catenaria está también ranurada entre los dos discos para formar la porción exterior de la
cavidad de aire refrigerado del rotor de turbina y sirve como la porción de rotación del sello de camino de
gas entre capas.
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La HPTR se enfría por un flujo continuo de aire de descarga del compresor que pasa a través de los
agujeros en el eje de turbina frontal. El aire se enfría dentro del rotor y ambos discos antes de pasar entre
las colas de milano y afuera de las cuchillas. Las cuchillas de la turbina se cubren interna y externamente
para mejorar la corrosión y la resistencia a la oxidación.
ENFRIAMIENTO DE LA CUCHILLA DE LA TURBINA DE ALTA PRESIÓN
ENFRIAMIENTO DE LA TOBERA DE TURBINA DE ALTA PRESIÓN
Etapa 1 Cuchillas de turbina de alta presión
Las cuchillas de turbina de primera etapa, incluidas dentro del CRF, se enfrían internamente con el aire de
descarga HPC. El aire de descarga HPC se dirige a través del disco de la turbina a las raíces de la cuchilla,
pasando a través de los agujeros de entrada en el vástago a los pasajes de serpentina dentro de la sección
de ala aerodinámica de la cuchilla. Este aire sale por último a través de los agujeros de parrilla y boquilla
en el extremo delantero de las cuchillas, donde forma una capa aislante sobre la superficie de la lámina de
aire a través de agujeros en la tapa en el extremo superior de y a través de agujeros en el extremo
posterior del ala aerodinámica.
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Etapa 2 Cuchillas de turbina de alta presión
Debido a que la corriente de agua de trayecto de gas caliente es más fría cuando llega a la segunda etapa
de las cuchillas de turbina, el enfriamiento requerido de mantener una temperatura de metal adecuada no
es tan importante que la primera etapa. Las cuchillas de segunda etapa son, por ende, sólo enfriadas por
convección. El aire pasa a través de pasajes dentro de la sección de superficie sustentadora y se descarga
solo en las puntas de la cuchilla.
ENFRIAMIENTO DE BOQUILLA ETAPA 1 DE LA TURBINA DE ALTA PRESIÓN
Enfriamiento de la boquilla de la turbina de alta presión
BOQUILLA HPT ETAPA 1
La boquilla HPT etapa 1 dirige los gases de alta presión desde la sección de combustión hasta las
cuchillas de turbina etapa 1 en el óptimo ángulo y velocidad. Las paletas de boquillas están refrigeradas
por aire por convección y enfriamiento de lámina. Los componentes principales del montaje de la
boquilla de turbina etapa 1 son soporte de boquilla, montaje de paleta de boquilla, deflector de aire,
soporte del sello de balance y cobertura del canal. Los segmentos de boquilla se cubren para mejorar la
corrosión y resistencia al óxido. Se atornillan al soporte de boquilla de etapa 1 y reciben soporte axial
desde el soporte de boquilla etapa 2. Existen 33 segmentos de boquilla en el montaje, cada segmento
consta de dos paletas. Las paletas están moldeadas y luego soldadas en pares (segmentos) para disminuir
el número de trayectos de filtración de gas. Estas soldaduras son soldaduras de penetración parcial para
permitir una separación fácil de los segmentos para reparación y reemplazo de paletas individuales. El
soporte de boquilla de etapa 1 además de soportar los segmentos de boquilla etapa 1, forma la pared de
trayecto de flujo interno desde el CRF a los segmentos de boquilla y se atornilla al extremo de popa del
soporte de sello de balance de presión.
50
El montaje de la boquilla etapa 1 es de aire refrigerado por convección y enfriado de lámina con aire de
descarga de compresor que fluye a través de cada paleta. En forma interna, la paleta se divide en dos
cavidades. El aire que fluye hacia la cavidad delantera se descarga a través de agujeros en el borde
delantero y a través de agujeros gill a cada lado cerca del borde delantero para formar una delgada lámina
de aire frío sobre la longitud de la paleta. El aire que fluye a la cavidad de popa se descarga a través de
agujeros gill adicionales y muescas de borde posterior.
ENFRIAMIENTO DE LA BOQUILLA ETAPA 2 DE LA TURBINA DE ALTA PRESIÓN
BOQUILLA HPT ETAPA 2
Las boquillas de etapa 2 dirigen los gases de alta presión que emanan de las cuchillas de turbina de etapa
1 a las cuchillas de turbina etapa 2 en el ángulo y velocidad óptimas. Los componentes principales del
montaje de boquillas de etapa 2 son los soportes de boquilla, montaje de paleta de boquilla, etapas 1 y 2,
recubrimiento de turbina y sello intermedio.
El soporte de boquilla es una sección cónica con un reborde que se atornilla entre el reborde de popa y el
recubrimiento externo de la popa de CRF y reborde delantero de TMF. El soporte monta las boquillas,
tubos de aire refrigerado y los refuerzos de turbina etapa 1 y 2. Las paletas de boquilla están fundidas,
recubiertas y luego soldadas en pares (segmentos) para disminuir el número de trayectos de filtraciones de
gas. Estas soldaduras son soldaduras de penetración parcial para permitir la separación fácil de los
segmentos para reparación y reemplazo de las partes individuales. Las paletas de boquilla (dos por
segmento de boquilla) dirigen la corriente de agua de gas hacia las cuchillas de turbina de etapa 2.
51
El sello intermedio se adjunta al segmento de boquilla. El montaje de boquilla de etapa 2 es de aire

refrigerado por convección. El área central de la paleta de la boquilla y el borde de entrada se enfrían por
aire de etapa 13 que ingresa a la boquilla a través de los tubos de aire refrigerados. Algo de este aire se
descarga a través de agujeros en el borde trasero, mientras el resto fluye a través de la parte inferior de las
paletas y se usa para refrigerar los sellos intermedios y los escudos térmicos.
Los recubrimientos de turbina forman una parte del trayecto de flujo aerodinámico externo a través de la
turbina. Están ubicados radialmente en línea con las cuchillas de la turbina y forman un sello de presión
para evitar el filtrado de gas excesivo sobre las puntas de la cuchilla. La etapa 1 consta de 48 segmentos y
la etapa 2 tiene 11 segmentos.
SELLO INTERMEDIO
52
SELLO INTERMEDIO
El montaje de sello intermedio se compone de 11 segmentos soportados por la banda interna de las
boquillas de etapa 2. El sello controla la filtración de gas entre la boquilla de etapa 2 y el rotor de turbina.
La superficie de sellado tiene tres dientes para una mínima suba de temperatura en el diente. El sello
intermedio consta de un cobre de fundición a una superficie de panel de nido de abeja. Los sellos están
pre-acanalados para precluir la goma de sello bajo condiciones de apagado de emergencia cuando la
contracción térmica podría causar contacto con la superficie.
MONTAJE DE MARCO MEDIO DE TURBINA
En montaje de marco medio de la turbina soporta el extremo de popa del HPTR y el extremo delantero
del rotor PT. Se atornilla entre el reborde posterior del estuche externo de la popa CRF y el reborde
frontal del estator PT. El marco ofrece un pasaje de flujo de difusor suave para el aire de descarga HPT en
el PT. La canalización para lubricación de cojinete y presurización de sello se ubica dentro de los puntales
de marco. El marco contiene puertos para los pares térmicos de entrada PT (T5.4) y probadores de presión
(PT5.4). Estos puertos pueden usarse para ofrecer acceso para la inspección boroscópica del área de
entrada de PT. El montaje de boquilla PT etapa 1 se conecta al montaje TMF.
MONTAJE DE MARCO MEDIO DE TURBINA
El núcleo del marco es una fundición de una pieza con bridas para soportar el recinto del cárter, sellos
estacionarios, soporte lineal interno y soporte de boquilla PT etapa 1. El recinto del cárter es una
construcción de doble pared y está atornillado al reborde delantero del núcleo.
53
El montaje de revestimiento protector interior consta de un revestimiento de protección interno y externo

y fuselado de puntal con forma de superficie sustentadora lineal externa. Los fuselados de puntales
incorporan una característica de junta deslizante para acomodar la expansión térmica. Este montaje de
revestimiento protector interior guía el flujo de gas y protege la estructura principal de las altas
temperaturas. El montaje de revestimiento protector interior está soportado en el extremo delantero por
soportes de revestimiento protector interior internos y externos. Se ofrecen sellos a ambos extremos de los
revestimientos internos y externos para evitar el filtrado excesivo de aire refrigerado desde atrás del
montaje de revestimiento protector interior.
MONTAJE DE POTENCIA DE TURBINA (LPT)
El PT es una turbina aeroderivada de 6 etapas apta para velocidades de salida de 3000 – 3600 rpm. El
montaje PT consta de un rotor de turbina, estator, marco posterior y un eje de acoplamiento de alta
velocidad.
MONTAJE DE POTENCIA DE TURBINA (LPT)
Rotor de potencia de turbina
El rotor PT es un motor de turbina de baja presión de 6 etapas montado ente el cojinete de rodillo N°. 6,
ubicado en el cárter TMF C y los cojinetes de bola y rodillo N°. 7 colocados en el cárter TRF D. Consta
de seis discos, cada uno con dos espaciadores integrales, uno de cada lado, (excepto por las etapas 1 y 6).
La etapa 1 tiene un sello en el extremo posterior. Cada espaciador de disco se adjunta al separador de
disco adyacente mediante pernos de ajuste ceñido.
El eje frontal está asegurado entre el espaciador de sello etapa 2 y el disco etapa 3 y el eje posterior entre
el espaciador de sello de rotación de etapa 5 y 6. Las cuchillas de todas las seis etapas contienen
recubrimientos de punta de interconexión para niveles bajos de vibración y son retenidas en los discos por
colas de milano. Los sellos rotatorios, asegurados entre los discos, se acoplan con sellos estacionarios
para evitar filtraciones excesivas de gas entre las etapas. Las cuchillas están recubiertas para protección
contra la corrosión y el óxido, según sea aplicable.
54
MONTAJE DE TURBINA DE POTENCIA (LPT)
Estator de turbina de potencia
El estator PT consta de dos mitades de cubiertas divididas en forma horizontal, boquillas de turbina etapa
2 a 6 y seis etapas de recubrimiento de cuchillas. La boquilla de etapa 1 está conectada al montaje TMF y
consta de 14 segmentos de seis paletas cada uno. Las boquillas de etapas 2 a 3 tienen segmentos soldados
de seis paletas cada uno. El extremo interno se adjunta al soporte de boquilla y el extremo externo está
asegurado al aro de soporte de boquilla externo que está asegurado entre el reborde de popa del marco y
el reborde frontal del estator PT.
Las boquillas etapa 2 y 3 tienen segmentos soldados de seis paletas cada uno. Las boquillas de etapas 4,5,
y 6 tienen segmentos de dos paletas cada uno. Las paletas están recubiertas para evitar la corrosión y el
óxido, donde corresponda. Los recubrimientos de panal de nido de abeja, montado en los canales de
fundición, se acoplan con los rebordes de cuchilla oculta para ofrecer sellos de resguardo ceñido y para
actuar como un protector de cubierta de calor. Los sellos intermedios estacionarios se adjuntan a los
extremos internos de las paletas de boquilla para mantener filtraciones de aire bajas entre las etapas. El
aislamiento está instalado entre las boquillas y recubrimientos y estuche para proteger la fundición de las
elevadas temperaturas de la corriente de gas. Un revestimiento protector interior instalado para las etapas
1 a 3 aísla la cubierta de los gases de espectro de corriente.
55
LPT – TURBINA DE POTENCIA DE BAJA PRESIÓN
56
MONTAJE DE MARCO POSTERIOR DE TURBINA
El marco posterior de turbina (TRF) consta de un recubrimiento externo, ocho puntales radiales y un
núcleo de acero fundido de una única pieza. El TRF forma el trayecto de flujo de escape de la turbina de
potencia y soporta el extremo de popa del recubrimiento del estator de turbina de potencia. También
ofrece una brida de montaje para el cono exterior del sistema de escape y ofrece puntos adjuntos para los
soportes posteriores de la turbina de gas.
MONTAJE DE MARCO POSTERIOR DE TURBINA
El núcleo soporta un alojamiento de cojinete para el cojinete de bola n° 7 y cojinete de rodillo N°. 7. El
alojamiento del cojinete es un alojamiento de una sola pieza de material de acero inoxidable 17-4 PH. El
núcleo y los alojamientos del cojinete tienen bridas a las cuales se adjuntan los sellos de aire y aceite para
formar el cárter D.
Los puntales contienen las líneas de servicio para suministro de lubricación y arrastre y ventilación de
cárter. Las bridas N° 3 y 7 también ofrecen el trayecto de penetración y los puntales de montaje para los
dos transductores de velocidad de tipo de resistencia magnética PT. La última configuración usa un único
transductor de velocidad de turbina de potencia de salida dual montado en el puntal N°. 3.
57
MONTAJE DE CONDUCTO DE ESCAPE
El conducto de escape consta de conductos internos y externos que forman los pasajes difusores desde la
potencia TRF. La sección de difusión recupera una paret de la energía cinética de los gases de escape,
dejando a la turbina de potencia antes del giro de 90 grados en el conducto de escape. El conducto difusor
interno puede moverse a la popa para obtener acceso al eje de acoplamiento. El conducto de escape está
soportado en forma independiente de la estructura de base de la turbina de gas. Las juntas de expansión de
tipo aro de pistón se usan para acomodar el crecimiento térmico entre el TRF y el conducto de escape.
MONTAJE DE CONDUCTO DE ESCAPE
58
EJE DE ACOPLAMIENTO FLEXIBLE
El eje de acoplamiento de alta velocidad consta de un adaptador delanero, que se acopla con la turbina de
potencia, dos acoplamientos flexibles, una pieza de distancia y un adaptador de popa. El adaptador de
popa se acopla con la carga conectada.
EJE DE ACOPLAMIENTO FLEXIBLE
Los adaptadores delanteros y de popa están conectados a la pieza de distancia por los acoplamientos
flexibles. Los acoplamientos flexibles permiten las deflecciones axiales y radiales entre la turbina de gas
y la carga conectada durante la operación. Dentro del adaptador de popa y el acoplamiento flexible
posterior se encuentra un amortiguador axial que consiste en un montaje de cilindro y pistón. El sistema
de amortiguador evita el excesivo cíclico del acoplamiento flexible.
Los aros anti-deflexión limitan la deflexión radial de los acopladores durante las cargas bruscas.
59
CAJA DE CAMBIOS ACCESORIA
El arranque del motor, la lubricación y el control de velocidad del rotor del compresor se logra al montar
los accesorios en la caja de cambios de accesorio (AGB).
CAJA DE CAMBIOS ACCESORIA
El AGB consiste de una caja de cambios de entrada (IGB) ubicada en el núcleo del marco frontal del
compresor, un eje de conducción radial dentro de la posición 6:00 en punto de puntal del marco frontal y
una caja de cambios de transferencia (TGB) adjuntada a AGB. Tanto TGB como AGB están conectadas
con pernos bajo el marco frontal.
Los siguientes accesorios se pueden montar en AGB:

 Arranque hidráulico o neumático
 Aceite lubricante de motor y bomba de barrido
 Bomba hidráulica/Válvula servo VSV
 Dos captadores de velocidad magnéticos
 Separador de aire y aceite
60
PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL MOTOR
Los principales componentes del motor, sensores y los parámetros de funcionamiento importantes se
ilustran arriba.
Los sensores montados en el motor observados en el esquema de suministro de datos para los sistemas de
secuencia y regulador de combustible que se debatirán en el Sistema de Control de Turbina, en la sección
de interfaz del Sistema del Operador.
INACTIVO MÁXIMA MÁXIMO

POTENCIA LÍMITE DE
OPERACIÓN
HPC rpm (NGG) 5,900 – 6,100 9,150 – 9,600 10,050
Temperatura de descarga HPC (CDT, T3) 285 – 365 835 – 890 935
Temperatura de descarga HPC (CDP, PS3) 40 – 55 280 – 320 300 - 335
PT rpm 60 Hz (NPT) 0 - 3,600 3,960
PT rpm 50 Hz (NPT) 0 - 3000 3,960
Temperatura de entrada PT (TIT, T5.4) 1,150 – 1,350 1,455 – 1,520 1,535
Máximo tiempo permitido para arranque HPC (NGG) > 1,700 rpm a t ≥ 10 segundos después de arranque
de combustible
Máximo tiempo para alcanzar el arrancador HPC (NGG) > 4,500 rpm a t ≥ 90 segundos
Disyuntor
Máximo tiempo para alcanzar HPC inactivo (NGG) ≥ 6,050 rpm a t ≥120 segundos
PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL MOTOR
Los algoritmos de software independiente controlan las paletas de guía de entrada y VSV en el sistema de
control apagado. Los accionadores electro-hidráulicos con LVDT para posición de retroalimentación al
sistema de control posicionan los componentes VG. La presión de suministro hidráulico para el sistema
VG se deriva del sistema de aceite lubricante de turbina y se debatirá en los Sistemas de Soporte de la
turbina de gas.
61
(LADO DERECHO)
(LADO DERECHO)
62
(LADO IZQUIERDO)
(LADO IZQUIERDO)
63
(LADO IZQUIERDO)
(LADO IZQUIERDO)
64
(LADO DERECHO)
65
FLUJOS PARÁSITOS DE LA ETAPA 8
 Aire principal extraído de la etapa 8 de compresión presuriza los sellos del cárter del motor y
provee un flujo de enfriamiento de recubrimiento HSCS.
 Un puerto de extracción de aire purgado en el recubrimiento inferior CFC suministra la mitad de

los flujos. La canalización en el lado derecho del motor presenta y distribuye los flujos.
 El aire de presurización del sello del cárter A y B se entrega al puntal CFF presurización de sello
de cárter 2; C y D y aire de refrigeración de recubrimiento HSCS se entrega en el recubrimiento
TRF 4.
 En el CFF, el aire de presurización de sello del cárter se entrega primero a la cámara de

presurización del cárter A, luego se lleva a través de un tubo de aire instalado en el eje central del
rotor de compresor a la cámara de presurización del cárter B.
 En el CFF, el aire de presurización de sello del cárter se entrega primero a la cámara de

presurización del cárter D, luego se distribuye hacia delante y hacia atrás.
 El aire transportado hacia delante se distribuye a través de un tubo de aire en el núcleo central del
rotor PT y se entrega a la cámara de presurización del cárter C.
 El aire distribuido en la popa se filtra de los agujeros en la cámara de presurización del cárter D
de sello de aire externo de popa y fluye a través del espacio entre HSCS y la parte interna del
recubrimiento HSCS. Este aire se escapa al ambiente alrededor del adaptador de acoplamiento de
eje.
 FLUJOS PARÁSITOS DE LA ETAPA 9
 El aire principal extraído de la etapa 9 de compresión se combina con el aire de etapa 13 para un
impulso de balance del cojinete #7B y también ofrece flujos de aire de presurización y
enfriamiento a la cavidad del rotor TMF y LPT.
 Los puertos de extracción del aire purgado en el suministro de mitades de CFC de recubrimientos
superiores e inferiores ofrecen sus flujos. La canalización externa presenta y distribuye los flujos.
 La cubierta posterior proporciona el sistema de tuberías de mano izquierda del motor; la cubierta
inferior ofrece sistema de tuberías de mano derecha.
 La tubería presenta la presión en puntales TMF 1, 6, 7 y 8, donde se transportan al área principal

y se distribuyen a través de un sistema de sellos y cámaras.
 La filtración en los sellos en el trayecto de gas principal evita que los gases de combustión
caliente se difusen en la cavidad TMF y ofrece un flujo de enfriamiento constante a través de la
cavidad.
 Un sello revent montado sobre los núcleos internos de TMF forma una cámara de aislamiento
alrededor del sumidero C. La filtración a través del sello revent a Vent proporciona un
enfriamiento de cárter y evita las incrustaciones de la cavidad del rotor LPT en caso de falla de
sello del cárter.
66
 Los agujeros en los ejes de popa y delanteros ofrecen un flujo de enfriamiento constante a través
de la cavidad del rotor LPT.
FLUJOS PARÁSITOS DE LA ETAPA 13
 El aire principal extraído en la compresión de etapa 13 ofrece un enfriamiento para el montaje

HPTN2 y se combina con un empuje de aire de etapa 9 para el equilibrio del cojinete #7B.
 Las tuberías externas a los costados del motor se usan para distribuir los flujos. Los puertos de
extracción de aire purgado en las mitades de recubrimiento CRC superior e inferior proporcionan
los flujos.
 La cubierta superior proporciona la tubería de mano derecha (popa); los suministros de mangas
cortas de la tubería de mano izquierda.
EQUILIBRIO DEL COJINETE DE EMPUJE N° 4
 El soporte real de CDP y el eje delantero del rotor HPT forman la cámara de balance de empuje
de cojinete n° 4.
 Durante el funcionamiento del motor, las cuchillas del rotor de compresor ejercen una fuerza de
empuje para crear el flujo de aire.
 Las fuerzas reaccionarias de este trabajo imponen cargas de empuje delantero en el cojinete N°
4B.
 El aire de alta presión en la cámara de balance de empuje ejerce una fuerza direccionada hacia
delante en el rotor HPT para neutralizar la carga de empuje dirigida adelante.
67
COMBUSTION AND
VENTILATION FILTER
SLO AIR OIL

SE PARATOR
SILENCER
VENT FANS
MLO AIR OIL SEPARATOR
GENERATOR
AIR SYSTEM
TURBINE
COMPARTMENT
NEUTRAL
MTTB SIDE
CUBICLE
ANCILLARY
MODULE
COMPARTMENTS
GENERATOR
EXHAUST PLENUM
GEARBOX COMPARTMENT
MINERAL LUBE OIL SYSTEM
INSTRUMENT JUNCTION BOX
MGTB
G-56-05
LINE SIDE CUBICLE
Figura 1.1, Conjunto de Generador-Turbina de Gas LM2500
Sistema de Control de Generador-Turbina
Los sistemas de monitoreo y control de generador-turbina regulan la

lubricación, el suministro de combustible, ventilación y refrigeración,
seguridad de incendios y funciones de mantenimiento. El suministro de
combustible se regula mediante un control de combustible computarizado y
un sistema de secuenciador. La pantalla de la computadora muestra el
estado de todos los sistemas de operación e inicia las alarmas y los cortes
cuando existen condiciones de riesgo. Los cortes de emergencia manuales
pueden iniciarse con un botón de parada de emergencia que se ubica en el
contenedor de la turbina, con el mismo control disponible del Protocolo de
Control de transmisión (TCP, por sus siglas en ingles). Cada sistema se
describe en forma separada en este capitulo.
68
Panel de Control de la Turbina
Los controles del operador, indicadores y la electrónica del sistema

aparecen en el TCP fuera del patín. El TCP se forma con los siguientes
cubículos:
Cubículo de Control — Este cubículo contiene el regulador de tensión y

los interruptores para controlar las condiciones de funcionamiento del
generador. Este cubículo contiene controles y monitorea el funcionamiento
de la turbina y el Sistema de protección del Generador Integrado (IGPS)
Beckwith Electric para monitorear el funcionamiento del generador de AC.
Cubículo de terminación — Este cubículo contiene el panel del sistema de

monitoreo de vibración y el panel de protección contra incendios. Este
cubículo ofrece la interfaz de cableado entre los cubículos TCP y la
conexión con los circuitos de funcionamiento y monitoreo en la unidad de
turbina-generador. Además, en este cubículo se encuentran los bloques de
fusibles y los disyuntores para los sistemas de control y contra incendios.
PATIN PRINCIPAL DE LA TURBINA
Los principales componentes del patín se muestran en Figura 1.1,

Conjunto de Generador-Turbina de Gas LM2500. Los siguientes párrafos
describen los componentes del patín de la turbina.
Componentes básicos
Montaje del motor de la turbina y del generador
El motor se monta en una base viga I, y el generador se ubica en un

pedestal de hormigón separado.
Compartimento del patín de la turbina
El motor de la turbina se encuentra cerrado en un compartimento a prueba

de agua y de amortiguación del sonido. Las puertas laterales ofrecen
acceso al motor de la turbina.
Generador
69
El generador se monta en un pedestal de hormigón y no se encuentra

cerrado en un compartimento a prueba de agua. El generador esta equipado
con un sistema de ventilación y filtración separado.
Sistemas indicador y de control
El conjunto GTG esta equipado con transmisores para el monitoreo y el

control del sistema. Todo el monitoreo puede realizarse desde el escritorio
HMI que viene con el paquete. Para la identificación de los manómetros e
interruptores en el TCP, remítase a la Sección 3 de este capitulo.
Panel del transmisor del patín de turbina
El panel de indicadores del patín de la turbina se ubica en la pared externa

del compartimento de la turbina. El panel del indicador contiene los
transmisores que permiten la observación remota de las presiones críticas
de funcionamiento del sistema de combustible. Las conexiones de prueba
y las válvulas de aislación del instrumento que aparecen en las líneas del
sensor ofrecen acceso para el mantenimiento.
Módulos del patín de la turbina
Los módulos del sistema de turbina se ubican bajo el compartimento de la

turbina dentro de la base del patín de la turbina y se montan en el patín.
Estos incluyen lo siguiente: Sistema de arranque hidráulico, sistema de
limpieza de agua, sistema de combustible de gas y sistema de aceite de
lubricación sintético (SLO, por sus siglas en ingles). El modulo de CO2 es
parte del compartimento de la turbina y el sistema de aceite de lubricación
mineral (MLO, por sus siglas en ingles) es parte del compartimento de la
transmisión. Consulte la Figura 1.2, Compartimento de la turbina y
disposición de modulo, para la disposición de módulos de sistema.
Módulos externos del conjunto generador-turbina
Los componentes del modulo externo asociados con el conjunto GTG

incluyen los conductos de escape del generador y la carcasa del filtro de
aire. Estos módulos y componentes se describen a continuación.
Conducto de escape del generador y carcasa de filtro de aire
70
El conducto de escape del generador y la carcasa del filtro de aire se

montan en la parte superior del generador. Los filtros de aire de ventilación
se utilizan para quitar contaminantes del aire de entrada del generador. El
generador y el ruido de circulación de aire se amortiguan en forma acústica.
Módulos de refrigerador de aceite hidráulico y de engrase
Los cambiadores de calor del aceite de engrase del marco y la plata

contienen las válvulas y sensores necesarios para refrigerar el aceite de
engrase sintético (turbina) y mineral (generador). Los refrigeradores de
aceite de engrase sintético son parte del sistema SLO que se ubica dentro de
la base del patín de la turbina. Los refrigeradores de aceite de engrase
mineral son parte del sistema MLO y se ubican dentro del compartimento de
transmisión. El refrigerador de aceite hidráulico tipo aire sobre aceite es
parte del sistema de arranque hidráulico y se ubica dentro de la base del
patín de la turbina.
MOTOR DE TURBINA LM2500
El motor de turbina de gas LM2500 es la instalación motriz en el conjunto

GTG. Este motor es un diseño de rotor único con una Turbina de Potencia
de 5 etapas acoplada en forma aerodinámica al generador de gas. El PT
opera a una velocidad continua de 3600 rpm en aplicaciones de 60-Hz. El
par desarrollado en el PT se transfiere directamente al rotor del generador de
corriente alterna (AC) a través de un acoplamiento de diafragma flexible.
Para obtener más información del motor, remítase a las publicaciones de GE.
GENERADOR DE CA
Diseño
El conjunto GTG LM2500 presenta un generador DG215ZC-04 Modelo FKI

(Brush), que es una maquina de cuatro polos y dos cojinetes, equipado con
un excitador sin escobilla rotativo y un generador de imán permanente
(PMG, por sus siglas en ingles) en el lado opuesto al acople. Para obtener
detalles del generador, remítase al Manual de Mantenimiento y
Funcionamiento FKI que aparece en el Capitulo 5.
71
HYDRAULIC
S TART SLO
MODULE MODULE
WATER
WASH
MODULE
G-62-05
Figura 1.2, Compartimento de Turbina y disposición del Modulo
Características
El generador de AC opera a una velocidad de 3600 rpm y suministra en

forma continua una tensión de salida de 10.5 kV a una frecuencia de 60 Hz a
un factor de potencia (PF, por sus siglas en ingles) de 80-85 % para este
proyecto.
Cojinetes
Los cojinetes del eje del rotor del generador son del tipo antifricción y
lubricación a presión. Las caras antifricción han sido ranuradas incluso para
la distribución de aceite, y el cojinete de lado de acople incorpora soportes
de empuje para limitar el movimiento longitudinal del rotor. Salvo por los
arranques y las paradas, los cojinetes reciben aceite de engrase de una bomba
accionada por el eje de alta velocidad de la transmisión de carga.
El aceite de lubricación para arranques y paradas viene de la bomba auxiliar

del generador 400-VAC de 30-kW. Esta bomba también sirve como soporte
si falla la bomba impulsada por eje. La bomba impulsada por el eje también
se complementa con una bomba de emergencia 110-VDC de 8.5-kW, que
suministre el aceite de lubricación a los cojinetes en caso de una falla de
bomba auxiliar durante los cortes.
72
Refrigerante del generador
El generador produce una cantidad considerable de calor durante la

operación que se quita mediante ventilación del generador. Tal como se
ejemplifica en Figura 1.4, Generador Típico Refrigerado por Aire, el
generador esta equipado con su propio sistema de filtración de aire de
entrada montado directamente sobre el generador. El rotor del generador
esta equipado con cuchillas de ventilador para producir una circulación de
aire de refrigeración a través del interior del generador. Las cuchillas
derivan el aire filtrado en el ambiente en el generador y alrededor de sus
partes internas antes de expulsar el ya aire caliente a través de la ventilación
de escape del generador. Para obtener información adicional acerca de la
ventilación del generador, remítase al grafico 20131-01-673277, Diagrama
de Instrumentación, Sistemas Auxiliares del Generador, en el Capitulo 4 de
este manual y el Manual de Mantenimiento y Funcionamiento FKI que
aparece en el Capitulo 5.
COUPLING (ACOPLAMIENTO)
Diseño
La brida de turbina de potencia del motor de turbina LM2500 se acopla

directamente al cubo del eje del rotor del generador por medio de paquetes
de diafragma hechos de discos de metal delgado que han sido apilados y
remachados a una placa de protección. Todo el montaje ha sido perforado
alrededor del diámetro externo para aceptar los pernos de cubo de
acoplamiento. El diámetro interno del paquete de diafragma ha sido
sujetado a la sección de centro de acoplamiento mediante anillos de refuerzo.
Función
Los paquetes de diafragma se flexionan levemente para absorber la vibración

y algunas de las tensiones asociadas con una carga variable. Los cubos de
acoplamiento y la sección central han sido equilibrados en forma dinámica
en la fábrica para eliminar la vibración y luego marcados simétricamente
para garantizar un montaje adecuado.
73
GENERATOR
AIR SYSTEM
AIR FLOW OUTLET
AIR FLOW INLET
AIR FLOW INLET NEUTRAL

SIDE
CUBICLE
GENERATOR
MGTB
G-57-05
LINE SIDE CUBICLE
Figura 1.4, Generador Típico Refrigerado por Aire
74
SISTEMA DE ACEITE DE ENGRASE MINERAL
General
El sistema de aceite de engrase mineral (MLO, por sus siglas en ingles)

ofrece aceite de lubricación a los cojinetes en el generador de AC, la
transmisión y la turbina de potencia. Los principales componentes del
sistema de lubricación son los siguientes:
 Tanque MLO, capacidad 813-L

 Bomba de aceite de engrase principal impulsada por eje de
transmisión
 Bomba de aceite de engrase auxiliar impulsada por el motor AC
 Refrigerantes de aceite de marco y placa (cambiadores de calor)
 Montaje del filtro de aceite de engrase
Objeto
Para evitar daños, el generador, cojinetes PT deben ser lubricados siempre

que roten los ejes del rotor asociados. Por lo tanto, el aceite de lubricación
debe ser suministrado a los montajes de cojinete durante los arranques, a
velocidades operativas, y mientras los ejes del rotor se deslizan a una
detención luego de las paradas. Para garantizar que estos requisitos de
lubricación se cumplan conforme a todas las condiciones, se utilizan tres
bombas que funcionan en forma independiente en el sistema MLO.
Bomba de aceite de engrase principal impulsada por eje de

transmisión
La bomba MLO principal se monta en la transmisión de carga y se impulsa

directamente mediante el eje del rotor de alta velocidad. Esta bomba
suministra aceite al generador, la transmisión y los cojinetes de la HSPT a
una velocidad de eje operativo normal. La bomba esta diseñada para enviar
un caudal de 1270 Lpm a 6 bares al rotar a 1500 rpm. Debido a que las
características de caudal de la bomba disminuyen a velocidades menores de
eje, se complementan mediante una bomba auxiliar para brindar un caudal
de aceite de lubricación adecuado durante los arranques y paradas.
Bomba de aceite de engrase auxiliar impulsada por el motor AC
75
La bomba MLO auxiliar suministra aceite al generador, y los cojinetes PT

durante los primeros 5 minutos de arranque, durante paradas, y en caso de
falla en la bomba impulsada por transmisión. Esta diseñada para enviar un
caudal de 1250 Lpm a 5,5 bares al rotar a 2900 rpm. La bomba es
impulsada por un motor de 380-VAC, 3.7-kW,
50-Hz, que es controlada por el secuenciador de la turbina en el TCP. El
secuenciador monitorea la presión del sistema de aceite de lubricación y la
velocidad del eje del generador, y activa la bomba auxiliar durante los
arranques del generador, las paradas, y cualquier otro momento en que la
presión de aceite de engrase caiga a 1,6 bares (25 psig). Aparece un
indicador de advertencia en el monitor DCS si la bomba se activa con el
generador que gira a una velocidad operativa normal. La presión de línea de
esta bomba se limita a 5,6 bares mediante una válvula de regulación de
presión.
Intercambiador de calor solo aires
El intercambiador de calor soloaires se ubica en el paquete como parte del

sistema MLO y esta equipado con dos montajes para enfriar el aceite de
engrase. El aceite de engrase mineral puede derivar el modulo de
refrigerador si la válvula de control termostático TCV-0060 determina que
la temperatura de aceite es menor a 60C (140F).
Instrumentos y controles
Las presiones y temperaturas de aceite de engrase en puntos críticos se

transmiten y aparecen en el escritorio HMI. Las válvulas de bola operadas
en forma manual se suministran para aislar los componentes para realizar
reparaciones y mantenimiento.
Funcionamiento del sistema
El funcionamiento del sistema es el siguiente para el conjunto GTG:

Las bombas de aceite de engrase extraen aceite del depósito del sistema a
través de líneas de succión independiente. Las válvulas de liberación de
presión limitan la presión de descarga a 6,2 bares para la bomba impulsada
por el eje de transmisión, y a 5,86 bares para la bomba auxiliar impulsada
por el motor AC. Una válvula de retención en cada línea de descarga evita el
reflujo en las bombas. El caudal de la bomba de emergencia se dirige
directamente al montaje del filtro de aceite de engrase, evitando el modulo
de refrigeración.
76
El aceite de engrase calentado de la descarga de las bombas principal y

auxiliar se enfría mediante el intercambiador de calor soloaires antes de
desembocar en el montaje de filtro de aceite de engrase doble. El aceite de
engrase puede desviar los refrigeradores si la válvula de control termostático
TCV-1000 determina que la temperatura es de < 60°C. Debido a que la
temperatura del aceite de engrase aumenta durante el funcionamiento de la
turbina, la válvula dirige en forma progresiva mas aceite a través del
intercambiador de calor hasta que, al alcanzar los 60°C, casi todo el aceite
desemboca en el intercambiador de calor.
Desde TCV-1000, el aceite de engrase desemboca en el montaje de filtro

doble. Este montaje de filtro de aceite posee una válvula de transferencia
manual que dirige todo el aceite hasta el elemento de filtro seleccionado,
poniendo a disposición el elemento no seleccionado para su mantenimiento o
sustitución. El Interruptor Diferencial de presión PDSH-1015 indica un
diferencial de alta presión en los elementos del filtro, y activa la alarma
PDAH-1015 en el sistema de control de la turbina-electrónico si la presión
diferencial alcanza los 1,37 bares (20 psid) de aumento. El indicador
diferencial de presión PDI-1007 brinda una indicación de presión local al
personal del emplazamiento. Se provee una válvula de equilibrio de presión
para uso de mantenimiento durante la parada del motor, para confirmar que
el manómetro diferencial
PDT-0017 indica cero cuando no existe diferencial de presión.
La temperatura y la presión de salida del filtro se monitorean mediante el

elemento de temperatura TE-0025 y el transmisor de presión PT-0026,
respectivamente. TE-0025 activa una alarma de alta temperatura a 71,1°C
(160°F) en aumento y un corte de temperatura a 87,7°C (190°F). PSL-1016
activa una alarma de baja presión a 20 PSIG en descenso, y PSLL-1019
activa un Corte de Baja presión PALL-1019 a 12 PSIG. La indicación de
presión local se suministra mediante PI-1006. El aceite luego desemboca
pasando el TE-1015, que dirige una alarma de temperatura de aceite de
engrase a 160°F (71,1°C) y un corte cuando la temperatura del aceite alcanza
los 190°F (87,7°C). El aceite luego se dirige a los cojinetes del Generador
del Lado del Acople y del Lado Opuesto al Acople (NDE, por sus siglas en
ingles), y hacia los tanques de lubricación por gravedad. Cada tanque de
lubricación por gravedad esta diseñado para contener el suficiente aceite
como para mantener lubricados los cojinetes del Generador en caso de falla
total del sistema. Cada tanque de lubricación por gravedad se alimenta de
una línea de aceite debajo del tanque, y cada tanque posee una línea de
sobrerellenado que drena el aceite nuevamente al conducto de retorno MLO.
Cada tanque posee un interruptor de nivel bajo (LS-1041 y LS-1042
respectivamente), que generara una alarma de bajo nivel cuando el nivel de
77
aceite en cada tanque alcanza un nivel critico. Cuando no existe presión en el

sistema MLO, el aceite se drenara desde los tanques de lubricación por
gravedad y a los cojinetes de Generador para mantenerlos lubricados durante
el corte. Las temperaturas de Cojinete de Lado de Acople y Lado Opuesto
de Acople son monitoreados mediante TE-1021 y TE-1023 respectivamente.
Los Elementos de Temperatura TE-1022 y TE-1024 se suministran como
sensores de repuesto. El aceite entonces deja los cojinetes, y fluye a través de
una línea de 3”, a dos vidrios y luego al conducto de retorno MLO, y
procede nuevamente al tanque MLO. La temperatura MLO es monitoreada
hacia abajo de los cojinetes de Generador DE y NDE, mediante TE-1036 y
TE-1035 respectivamente. La alarma de alta temperatura se ajusta a 189°F
(87, 2°C) y el corte de alta temperatura se ajusta a 194°F (90°C).
El Tanque de Aceite de Engrase del Generador esta equipado con un Arresta

llama, descargado a la atmosfera. El monitoreo de nivel del tanque se
suministra mediante el LSL-1001, y es para generar una alarma de bajo nivel
a 12” de la parte superior del tanque. TI-1014 Brinda una indicación local de
la temperatura del aceite dentro del tanque. TSL-1020 activa una alarma de
baja temperatura a 70°F (21,1°C). El tanque MLO también esta equipado
con un Calentador de Tanque para calendar el MLO a una temperatura
utilizable. HE-1005 es un calentador de 380V, 3ph , 4kw, 50Hz con un
termostato integral, configurado para activarse a 90°F (32,2°C). El Tanque
MLO también esta equipado con un Indicador de Nivel, LG-1006 que
provee una indicación visual del nivel de aceite dentro del tanque.
SISTEMA DE ACEITE DE ENGRASE SINTETICO
General
La turbina LM2500 se lubrica mediante una bomba interna y el sistema de

lubricación descrito en la publicación GE GEK-105054. GE Energy brinda
un sistema de aceite de engrase externo para filtrar, refrigerar y eliminar el
aire del aceite de engrase que se descarga desde el sistema interno. El
sistema externo se alimenta mediante una bomba de recuperación, que se
impulsa mediante la transmisión accesoria de la turbina siempre que rote el
generador de gas de la turbina.
Objeto
El sistema de aceite de engrase sintético (SLO, por sus siglas en ingles)

funciona para evitar daños en los cojinetes del rotor y los carter de alta
presión (HP, por sus siglas en ingles) y baja presión (LP, por sus siglas en
ingles), así como también en la caja de cambios de transmisión de entrada
78
(TGB, por sus siglas en ingles) y caja de cambios accesoria (AGB). El

sistema SLO también suministra aceite para que operen los actuadores para
los alabes de estator variables (VSV, por sus siglas en ingles) y lubricación
para proteger el embrague de rueda libre para el motor de arranque
hidráulico.
Intercambiador de calor soloaires
El intercambiador de calor de marco y placa se ubica en la base del patín de

la turbina como parte del modulo SLO y esta equipado con dos montajes
para refrigerar el aceite de engrase. El aceite de engrase sintético puede
derivar el modulo de refrigerador si la válvula de control termostático
TCV-1001 determina que la temperatura es menor a 60 ºC (140F).
Montaje de bomba de recuperación y aceite de engrase
El aceite de engrase de la turbina y el montaje de bomba de
recuperación se monta en el lado posterior del AGB y es una bomba del
tipo paleta, de desplazamiento positivo, de siete elementos. Un
elemento se utiliza para el suministro de aceite de engrase y los seis
elementos se utilizan para la evacuación del engrase. Dentro de la
bomba, se encuentran filtros de entrada, uno para cada elemento, y una
válvula limitadora de presión del suministro de engrase. Cada conducto
de retorno de recuperación esta equipado con detectores de chip
magnéticos de lectura remota. Cada detector de chip indica la
recolección de chip cuando se cae la resistencia en el detector.
Separador de aire/aceite
79
Para evitar las perdidas excesivas de aceite derivadas de ventilar vapor
de aceite por la borda, todos los carter y cajas de cambio se ventilan en
el separador de aire/aceite, que se ubica en el techo del contenedor de la
turbina. El aire de ventilación del carter se descarga luego de pasar por
el separador.
Instrumentos y controles
Las presiones y temperaturas de aceite de engrase en puntos críticos se

transmiten y aparecen en el escritorio HMI. Los indicadores y los
transmisores de presión en el sistema han sido instalados con una válvula de
aguja en la tubería de detección del instrumento para permitir el reemplazo y
la calibración sin perturbar el flujo de aceite de engrase. La tubería del
sistema viene con válvulas de bola operadas en forma manual para aislar los
componentes para realizar reparaciones y mantenimiento.
La bomba de aceite de engrase de turbina interna descarga aceite de

engrase desde el depósito 568-L a través de la válvula de cierre manual y el
puerto de entrada L1. El aceite pasa desde el puerto de descarga L2 al
montaje del filtro doble del suministro de aceite de engrase en el sistema
externo. El filtro de suministro doble posee una válvula del inversor que se
opera en forma manual, utilizada para desviar el flujo de aceite a través de
cada uno de los dos elementos de filtro. Esto permite que un elemento de
filtro sea reparado mientras el aceite fluye a través del otro. El transmisor
diferencial de presión PDSH-1120 activa una alarma de presión diferencial
alta cuando la presión diferencial en el filtro alcanza los 20 PSID. PDI-
1106 ofrece una indicación local de presión Diferencial del Filtro. Se
provee una válvula de equilibrio de presión para uso de mantenimiento
durante la parada del motor, para confirmar que el indicador de presión
diferencial PDI-1006 indica cero cuando no existe diferencial de presión.
El aceite del filtro pasa a través del puerto del cabezal de aceite L4 al
sistema de aceite de engrase interno del motor de la turbina para distribución
80
al AGB y a los cojinetes de eje de turbina. Sensores RTD de platino doble

interno
TE-1128A/B activa una alarma alta si la temperatura del aceite entrante
alcanza los 93,3°C (200°F) en aumento. 1123, TE-1124, TE-1125, TE-1126
y TE-1127 monitorean la temperatura de aceite de engrase en los carter de
cojinete-turbina. Estos sensores activan una alarma si la temperatura de
aceite de engrase en el carter alcanza los 300°F (148,8°C), e inician un
corte si la temperatura de aceite alcanza los 340°F (171°C). Los detectores
de chip electromagnéticos, MCD-18116 a MCD-18120, monitorean el
aceite de engrase para los chips metálicos, e inician una alarma si los chips
acumulados bajan la resistencia de los detectores a 100 ohms.
Los indicadores y los dispositivos eléctricos monitorean la presión de

aceite en el puerto del cabezal L5. El transmisor PT-1121 ofrece la lectura
interna para el sistema de control de turbina-electrónico. El indicador PI-
1108 monitorea la presión del cabezal. PSL-1114 activa una alarma de baja
presión a 8 PSIG en descenso. PSL-1115 activa una alarma de baja presión
a 15 PSIG en descenso, y PSLL-1116 activa un corte de Baja presión a 6
PSIG.
El aceite que viene de los carter del cojinete mediante la etapa de
recuperación de la bomba de la turbina pasa a través del Puerto de descarga
de aceite de retorno L3. La mezcla de aire/aceite creada en los cojinetes de la
turbina pasa en primer lugar a través del separador de aire/aceite. El aceite
del separador se bombea a una línea común con el aceite purificado de los
carter y también pasa a través del puerto de descarga L3. Toda la niebla de
aire/aceite que queda se envía al separador de niebla de aceite de dos etapas.
El transmisor de presión PT-1022 mide la presión de aceite de descarga de
retorno en el puerto L3 y envía señales de presión al sistema de control de la
turbina. El indicador de presión PI-1109 ofrece una lectura local de presión
de aceite de retorno. PSH-1117 activa una alarma de baja presión a 110
PSIG. El aceite pasa desde el puerto de descarga de aceite de retorno al
montaje del filtro doble de aceite de retorno de engrase en el sistema
externo. El transmisor PDSH-1118 activa una alarma de presión diferencial
alta a 20 PSID, y PDSHH-1119 activa un corte de presión diferencial alta a
25 PSID. PDI-1107 ofrece una indicación de presión local del diferencial de
presión en el filtro doble. PSV-1103 se ajusta para ser abierto a 140 PSIG, y
conducirá la presión de aceite excedente nuevamente al tanque de Aceite de
Engrase de la Turbina. El filtro doble de retorno posee una válvula del
inversor que se opera en forma manual, utilizada para desviar el flujo de
aceite a través de cada uno de los dos elementos de filtro.
Esto permite que un elemento de filtro sea reparado mientras el aceite fluye a
través del otro.
81
El aceite de retorno filtrado luego de enfría mediante un refrigerador

seleccionable en el intercambiador de calor soloaires antes de volver al
tanque SLO para la recirculación. La parte de aceite que de hecho se
transmite mediante el refrigerador seleccionado se determina mediante la
válvula de control termostático de 3 vías TCV-1101. Esta válvula
distribuye el caudal de aceite a través del refrigerante, tal como sea
necesario, para mantener la temperatura de salida a menos de 60°C
(140°F). Cuando la temperatura de aceite de engrase es baja, por ejemplo al
momento del arranque del funcionamiento de la turbina, la válvula
termostática no permitirá que el aceite pase a través del refrigerador a la
válvula. Debido a que la temperatura del aceite de engrase aumento durante
el funcionamiento de la turbina, la válvula se abre en forma progresiva para
permitir que el aceite frío en el refrigerador se mezcle con el aceite caliente
que fluye fuera del refrigerador hacia la válvula. TI-1112 suministra una
indicación de temperatura local en la entrada del refrigerador a TCV-1101, y
TI-1111 suministra una indicación de temperatura local hacia abajo de TCV-
1111.
El aceite purificado refrigerado y filtrado regresa al depósito de aceite de

engrase desde TCV-1101. El aire en el aceite se ventila a la atmosfera a
través del filtro del respiradero del tanque de aceite de engrase.
La temperatura de aceite del deposito se mantiene sobre los 32°C mediante

los elementos de calentador de inmersión HE-11004, que se controla
mediante controladores de temperatura integral TC-1131. El Indicador de
Nivel LG-1105 brinda una indicación visual del nivel del tanque SLO. LSL-
1102 activa una alarma de bajo nivel a 12” (305mm) por debajo de la parte
superior del tanque. El elemento de temperatura TSL-1113 activa una alarma
de baja temperatura a 70°F (21°C). En el tanque de aceite de engrase, el
indicador de temperatura TI-1110 indica la temperatura del aceite de engrase
en el tanque.
SISTEMA HIDRAULICO DE LA TURBINA
General
El sistema hidráulico de la turbina utiliza aceite del aceite de engrase

sintético (SLO) como un medio hidráulico para accionar el Accionador
de válvula de Inyección de Agua de Turbina, el Accionador de la válvula
de Combustible de Liquido de Turbina y los Accionadores de VSV.
82
El aceite sintético se descarga desde la bomba de aceite de engrase de la

turbina y se presuriza mediante la bomba hidráulica de la turbina impulsada
por la AGB. El fluido hidráulico luego se filtra mediante un filtro de 10-µ y
se envía a los Accionadores de la VSV, de la válvula de Agua y de la
válvula de Combustible. El aceite de los accionadores y del drenaje estanco
luego vuelve al sistema SLO.
SISTEMA DOBLE DE COMBUSTIBLE
General
El Generador de Gas LM2500 puede operar en combustible líquido o

gaseoso, suministrado a la presión adecuada. El motor y el paquete de
accesorios, por lo tanto, esta diseñado para soportar ambos sistemas de
combustible, y el motor puede transferir ambos tipos de combustible
durante el funcionamiento.
Objeto
El sistema de combustible de gas suministra el combustible de gas natural

para que accione el LM2500 en todo el rango operativo. El sistema de
combustible líquido suministra el combustible líquido para que accione el
LM2500 en todo el rango operativo.
Filtros dobles de combustible
Antes de ingresar en el compartimento de combustible de patín, el

combustible se filtra a través de un montaje doble del filtro. Cada recipiente
esta equipado con indicadores de nivel y un indicador de presión para
indicar la presión diferencial en cada filtro.
Válvulas de Control de Caudal
Las válvulas de control de caudal FCV-1201 para el Combustible de Gas, y

FCV-1202 para el Combustible Liquido están diseñadas para medir el
caudal de combustible a los colectores de la turbina de gas, tal como se
establece mediante un caudal predeterminado versus el cronograma de
posición de la válvula.
Válvulas de corte
83
Las válvulas de corte del combustible de gas SOV-1206 y SOV-1207 para

combustible liquido; SOV-1212 y SOV-1211 para Combustible de Gas, se
configuran en una disposición doble de bloqueo y purga. Durante la
secuencia de arranque, se ordena que se abra cada válvula de corte
mediante el TCP. Esto permite que el combustible de gas fluya a cada
válvula de control de caudal y a la turbina de gas. Durante un corte, se
ordena que cada válvula se cierre, lo que detiene el caudal de combustible a
las boquillas de combustible. Estas válvulas son válvulas de corte de acción
rápida y deben pasar de totalmente abiertas a totalmente cerradas en
aproximadamente 100 milésimas de segundo.
Patín de envío de combustible
El Combustible Liquido se envía a las Bombas Sobrealimentadoras de

Combustible Liquido desde los Tanques de Combustible, a través de una
Bomba de envío de Combustible Liquido eléctrico de 7,5 caballos de fuerza.
Esta bomba suministra combustible al patín de Filtro de Combustible y de
allí a las Bombas Sobrealimentadoras de Combustible Liquido.
Patín del filtro de combustible liquido
Este patín filtrara el combustible líquido entrante a 10 micrones, a través de

una disposición doble de filtro, y suministrara información de presión
diferencial del filtro al Control de Combustible.
Patín de bomba sobrealimentadora
El combustible enviado al patín de la Bomba Sobrealimentadora mediante la

bomba de envío de Combustible aumentara su presión y la enviara al
Generador de Gas a través de una de las dos bombas de combustible
disponibles en este patín. Las bombas están dispuestas en forma redundante,
con válvulas de seguridad de presión e instrumentos de medición de presión.
Ventilación de combustible de gas
La ventilación de combustible de gas se vincula a la disposición de bloqueo

y purga SOV para el Sistema de Combustible de Gas. Cuando se cierran
SOV-1207 y 1208, se ventila Combustible de Gas residual a través de la
tubería para proteger la atmosfera.
84
Sistema de Combustible Gas
El Combustible de Gas ingresa al patín del Filtro de Combustible de Gas a

250 millones de unidades térmicas inglesas por hora MAXIMO, no más de
250°F (121°C) a 375±20 libras por pulgada cuadrada. (2584±138 kPaG). El
Combustible de Gas luego se descarga en los Filtros Dobles de
Combustible, donde se filtra hasta 3 micrones. Existe una válvula de
bloqueo manual de tres vías que permite que cada filtro se seleccione en
forma individual mientras funciona el sistema. Esto permite que se
sustituya un filtro obstruido durante el funcionamiento. PDT-1219 mide la
presión diferencial en los filtros, activando una alarma a 10 libras por
pulgada cuadrada de presión diferencial en aumento, lo que indica que hay
un filtro obstruido. Desde el patín del Filtro, el combustible se descarga al
compartimento de la turbina a través de un Filtro Wye y en el Transmisor
de Flujo de liberación de Bares, FT-1246 que suministra información de
caudal de combustible al Control de Combustible. El combustible sigue
descargándose pasando PT-1227, que activa las siguientes alarmas:
 Alarma de Baja presión 1227 a 320 PSIG (2207 kPaG) en
descenso
 Alarma de Alta presión 1227 a 420 PSIG (2827 kPaG) en
aumento
 Corte de Alta presión FSLO (Cierre de Parada rápida) a 440
PSIG en aumento
El combustible sigue descargándose en la válvula de bloqueo

ascendente SOV-1206, luego pasa la válvula de ventilación SOV-1208 y
se dirige a la válvula de Combustible de Gas FCV-1201. Esta válvula
contiene un controlador de posición y un elemento de posición para
suministrar información de posición de la válvula al Controlador de
Combustible. El combustible se descarga en forma descendente a la
válvula de combustible, donde TE-1232 activa una alarma de alta
temperatura a 275°F (135°C), y un corte de alta temperatura CDLO
(Cierre de Enfriamiento) a 300°F (149°C). El combustible sigue
descargándose en forma descendente a la válvula de Corte SOV-1207 y
se divide en dos, descargándose dentro de la línea de Purga de Gas, y a
través de una válvula antirretorno, PT-1228 hacia el Colector de
Combustible de Gas y las 30 Boquillas de Combustible.
Purga de gas
85
Para evitar la acumulación de oxido en la tubería de Inyección de

Agua, se utiliza Gas para purgar las tuberías de agua que entran al
motor. Debido a que el Combustible de Gas sale del SOV-1207, se
divide y se descarga en la línea de Purga de Gas. Desde aquí, se
descarga a la válvula antirretorno y a la línea secundaria de
combustible líquido. SOV-1210 generalmente se cierra y se abre
durante el ciclo de purga para purgar el drenaje de escape. Además,
durante el ciclo de purga, el gas se descarga en la dirección opuesta y
en las 30 Boquillas de Combustible a través de la línea secundaria de
Combustible de Gas.
Sistema de combustible liquido
El combustible líquido deja el patín de envío de Combustible y se

descarga en el patín de Filtro de Combustible Liquido, donde el
Combustible se filtra a través de un conjunto de Filtros dobles de
Combustible. Los filtros se instalan en una disposición doble, de
manera que un filtro estará en servicio en un momento, determinado
por la selección de una válvula manual. PDT-1221 suministra
información de presión diferencial en ambos Filtros de Combustible,
para determinar si se obstruye un filtro. PDT-1221 activara una
alarma a 25PSID en aumento. El combustible abandona el patín de
filtro, y se dirige al patín de Bomba Sobrealimentadora, donde la
presión aumenta y se envía al Generador de Gas. Debido a que el
Combustible Liquido ingresa al patín de Bomba Sobrealimentadora,
PI-1216 suministra una indicación local de la presión de Combustible
Liquido. Las Bombas Sobrealimentadoras de Combustible Liquido se
configuran en una configuración doble, de manera que una bomba a la
vez bombeara combustible al Generador de Gas. Comenzando con la
derivación más alta del plano, el combustible se descarga a través del
filtro wye hacia el Interruptor de presión PSLL-12025. Este
interruptor activa un corte de presión Baja a 5 PSIG, y PI-12023
suministra una indicación local de presión de Combustible en este
lugar. Desde el Interruptor de presión, el combustible se descarga al
Elemento de Bomba de Combustible Liquido MOT-1241. El lado de
descarga de esta bomba de combustible se conduce a la válvula de
Seguridad de presión PSV-1.213A, que se configura para ser abierta a
1100PSIG. El combustible abandona la válvula de Seguridad y se envía
a través de la válvula antirretorno, una válvula operada en forma
manual y luego a la línea de descarga conectada a PT-12034 y a PSH-
12044. Tomando la ruta mas baja, el combustible se descarga a través
de un filtro wye y al Interruptor de presión PSLL-12026. Este
86
interruptor activa un corte de presión Baja a 5 PSIG, y PI-12024

suministra una indicación local de presión de Combustible en este
lugar. Desde el Interruptor de presión, el combustible se descarga al
Elemento de Bomba de Combustible Liquido MOT-1242. El lado de
descarga de esta bomba de combustible se conduce a la válvula de
Seguridad de presión PSV-1.213B, que se configura para ser abierta a
1100PSIG. El combustible abandona la válvula de Seguridad y se envía
a través de una válvula antirrentorno, una válvula operada en forma
manual y luego a la línea de descarga conectada a PT-12034 y PSH-
12044. El combustible luego se descarga pasando el Transmisor de
presión PT-12043, que suministra los datos de presión de Combustible
al Control de Combustible. El Interruptor de presión PSH-12044
activa una Alarma de presión Alta a 1200 PSIG. El combustible luego
se descarga en la entrada de Combustible Liquido en el patín de la
Turbina.
El combustible liquido se envía al Generador de Gas a 1100 PSIG a 40
galones por minuto. Pasa a través de una válvula de bola manual, y se
dirige a la válvula de corte SOV-1212. Desde este punto, el combustible
se descarga a un filtro wye para capturar partículas pesadas. Mas
abajo en este lugar, PT-12043 transmite la información de presión de
combustible al control de combustible. También activa el conjunto
PALL-12005 a 1250 PSIG. El combustible luego se descarga en los
filtros dobles de combustible. El montaje del filtro esta equipado con
dos válvulas, que permiten que un filtro sea reparado en algún
momento durante el funcionamiento. Con el otro filtro fuera de
servicio, puede ser reemplazado mientras el sistema esta en línea. PDT-
2020 suministra la información de presión diferencial en todo el
montaje doble de filtro. Activa una alarma de presión diferencial alta a
25PSID, que indica un filtro de combustible obstruido. Desde los
Filtros dobles, el combustible se descarga a través de una manguera
flexible, hacia la válvula de Control de Combustible Liquido, FCV-
1202. Esta válvula controla el nivel de caudal de combustible líquido en
el combustor, y esta equipada con un controlador de posición y un
elemento de posición. El combustible abandona la válvula de
combustible y luego se descarga en FT-1247, Medidor de Caudal de
Combustible Liquido. Es un Medidor de Caudal de tipo turbina, y
suministra información de caudal de combustible al totalizador de
combustible. El combustible abandona el Medidor de Caudal y se
descarga a través de la válvula descendente de Corte de Combustible,
SOV-1211. El combustible sigue descargándose en la válvula divisora
de caudal. Esta válvula permite que el combustible líquido se
descargue en la línea de suministro de Combustible Liquido Principal,
y la línea de suministro de Combustible Liquido Secundario y luego en
87
30 boquillas de combustible, y de allí al combustor. TE-12043

suministra la información de temperatura para el control de
combustible, y activa una alarma de alta temperatura a 400°F (204°C),
y el corte CDLO (Cierre de Enfriamiento) a 700°F (371°C).
Sistema de inyección de agua
El Sistema de Inyección de Agua esta diseñado para suprimir las

emisiones NOX mediante la inyección de agua desmineralizada
directamente en la cámara de combustión, a través de una tubería y 30
Boquillas de Combustible. El agua desmineralizada se dirige desde los
Tanques Desmineralizados, hacia el patín del Filtro de Agua. Este patín
contiene dos filtros de agua desmineralizada que se configura en
disposición doble, de modo que una válvula pueda ubicarse en
funcionamiento simultáneamente. PDI-12016 ofrece una indicación
local de presión diferencial en ambos filtros. El Interruptor Diferencial
de presión PDSH-12017 activa una alarma de presión Diferencial Alta
a 25 PSID, que indica un filtro obstruido. Desde los filtros de agua, el
agua se descarga en el patín de Bomba de Agua. Transmisor de presión
PT-12029 suministra datos de presión de Agua al Control de
Combustible. El agua sigue descargándose y se derrama en las rutas.
Ambas rutas descargan en bombas de Inyección de Agua doble,
solamente una de las cuales estará en funcionamiento a la vez. La ruta
superior descarga en una válvula operada en forma manual, a través
de un filtro wye hacia la Bomba de inyección de Agua, MOT-1242A. La
descarga de la bomba se conduce a un orificio que desvía la turbina si
la presión se vuelve demasiado grande, y el agua regresa al tanque de
desmineralización. El agua se descarga desde la bomba a una válvula
antirretorno, a través de una válvula operada en forma manual y pasa
por el Transmisor de presión PT-1238. La ruta inferior descarga en
una válvula operada en forma manual, a través de un filtro wye hacia
la Bomba de inyección de agua, MOT-1242B. La descarga de la bomba
se conduce a un orificio que se desvía a la turbina, si la presión se
vuelve demasiado grande, y el agua vuelve al tanque de
desmineralización. El agua se descarga desde la bomba a una válvula
de antirretorno, a través de una válvula operada en forma manual y
pasa por el Transmisor de presión PT-1238. El agua desmineralizada
ingresa a través de una válvula operada en forma manual y luego se
dirige al filtro wye para quitar las partículas pesadas. El agua luego se
descarga y pasa por PT-12005, que suministra la información de
presión de agua al Control de Combustible y activa un Corte de Baja
presión a 950PSIG. El agua se descarga hacia abajo y a la válvula de
Inyección de Agua FCV-1238. Esta válvula controla el caudal de agua
88
en el combustor y contiene un Control de posición y un Elemento de

posición. El agua sigue descargándose en las válvulas de Bloqueo SOV-
1240 y SOV-1262. Entre estas dos válvulas es una válvula de drenaje
operada en forma manual, que suministra un método para drenar el
agua atrapada desde esta sección de tuberías. No existe otra válvula de
drenaje ubicada justo debajo de SOV-1262. En la parte inferior de las
válvulas de Bloqueo se encuentra el Transmisor de Caudal FT-1243.
Este transmisor de caudal suministra información de caudal de agua al
Control de Combustible/Totalizador de caudal. El agua sigue
descargándose en una válvula de antirretorno, y la ramificación sale
para descargar en la válvula de Drenaje SOV-1210 hacia el drenaje de
escape. El agua también se descarga en la posición opuesta, y se
interconecta con el Generador de Gas en la conexión W1, y luego en las
30 Boquillas de Combustible a través de la línea secundaria de
Suministro de Combustible Liquido.
SISTEMA DE LAVADO CON AGUA DE LA TURBINA
Introducción
El rendimiento óptimo de la turbina se alcanza mediante la limpieza

periódica de las etapas del compresor del motor de la turbina de gas. El
sistema de lavado por agua limpia la turbina durante el funcionamiento
normal (lavado con agua en línea) o cuando la turbina ha sido apagada para
recibir mantenimiento (lavado con agua fuera de línea). El lavado con agua
fuera de línea no podrá iniciarse hasta que la temperatura de la superficie
del motor sea menor a 93º C (200 ºF). El equipo de lavado con agua
ubicado en el modulo de lavado de agua consiste en un tanque de
contención de liquido, montaje de bomba/motor, indicadores, válvulas y
filtro en línea. El equipo de lavado con agua ubicado en el patín principal
consiste en un colector en línea y boquillas de rocío.
Sistema de lavado con agua en línea y fuera de línea
Utilice a discreción al implementar el lavado con

agua en línea mientras esta funcionando el conjunto
GTG.
Un lavado con agua en línea consiste en un ciclo de lavado, ciclo de purga,

ciclo de enjuague (opcional) y otro ciclo de purga. El lavado con agua
89
fuera de línea (denominado lavado por remojo) consiste en los siguientes

ciclos:
 lavado
 purga
 Remojo (10 min)
 enjuague
 purga
 inicio
Nota: Inicie un lavado con agua fuera de línea solamente luego de que
la temperatura de la superficie del motor sea menor a 93 °C (200 ºF).
Tanque de lavado con agua
El tanque de lavado con agua posee una capacidad de 98-L (26-gal) y

recibe agua y concentrados químicos de las entradas de agua y químicos.
Los siguientes instrumentos monitorean el tanque: Indicador de nivel LG-
1500.
Colector de lavado con agua y boquillas de rocío
El colector de lavado con agua repara la turbina durante el lavado con agua
y posee una serie de boquillas que producen gotas microscópicas a un nivel
de caudal de 60,5 Lpm (16gpm).
Válvulas de lavado con agua
La válvula de control de presión PCV-1503 regula la presión de aire a 65

psig para el tanque de lavado con agua. La válvula Operada por Solenoide
SOV-1503 admite la presión de aire para el tanque de lavado con agua.
Válvula Operada por Solenoide SOV-1504 admite la solución de lavado
con agua en el colector de lavado con agua de la turbina.
Operación de lavado con agua de la turbina
Esta sección presenta las generalidades del sistema de lavado con agua de
la turbina.
El cliente suministra la cantidad recomendada de concentrados químicos

(solvente) y agua a través de las entradas de agua y químicos. Si fuera
necesario, el cliente puede agregar anticongelante para proteger el motor,
durante el lavado en clima frío. Luego de cumplir con los permisivos de
arranque, SOV-1502 se abre para que la presión mueva la solución de
90
lavado con agua fuera del tanque. La solución de lavado se mezcla con el
aire del instrumento, que se filtra a 3 , absoluto, a 552-827 kPaG (80-120
psig) antes de descargarse en el colector y las boquillas de rocío. Los ciclos
de lavado duran 10 minutos y luego, ocurre un ciclo de purga en forma
automática. El ciclo de purga utiliza el aire de instrumento o comprimido
que se filtra a 3 , absoluto. Si se utiliza un ciclo de enjuague, la
temperatura del agua de enjuague debe estar entre los 66–82 °C (150–180
°F). Luego del enjuague, drene y limpie el tanque antes del próximo
lavado con agua.
SISTEMA DE ARRANQUE HIDRAULICO
Introducción
El sistema de arranque hidráulico rota el Compresor de presión Alta y se

utiliza para arrancar, purgar combustible, lavar con agua y llevar a cabo
mantenimiento. La unidad de arranque hidráulico se ubica en el
compartimento auxiliar y consiste en un depósito, filtros, intercambiador de
calor, bomba de carga y motor, caja de conexión y un motor de arranque
hidráulico montado en el acoplamiento del motor de arranque de la turbina
AGB. El motor de arranque hidráulico rota el motor a dos velocidades
operativas: Una velocidad baja para el lavado y el mantenimiento con agua
y una velocidad alta para el arranque de la turbina y la purga de
combustible. La velocidad del motor es controlada automáticamente por el
sistema de control de la turbina. Los transmisores ubicados en el
compartimento auxiliar permiten que el operador monitoree la bomba de
carga hidráulica y las presiones, temperaturas y niveles de caudal del
sistema principal.
Operación de arranque hidráulico
El fluido hidráulico se almacena en un tanque de acero inoxidable 151-L

(40 Galones) equipado con un Interruptor de Temperatura TSL-1603,
Interruptor de Nivel LSLL-1601, y un elemento de calentador de inmersión
HE-1610, que se controla en forma termostàtica mediante el controlador de
temperatura TC-1611. La alarma de temperatura TAL-1603 se activa
cuando la temperatura del tanque cae a 21C (70F) en descenso. La alarma
del nivel del tanque LAL-6001 se activa cuando el volumen de aceite cae
un 40% en descenso mientras que la alarma de nivel del tanque LALL-
1601 se activa cuando el volumen de aceite cae a 6” por debajo de la parte
superior del tanque en descenso. El elemento calentador HE-1610 se
enciende cuando la temperatura del tanque cae a 32°C y se apaga cuando la
temperatura del tanque alcanza los 35°C.
91
Durante el funcionamiento del motor de la turbina, el fluido hidráulico se

extrae del depósito a través de la válvula de corte de suministro y se
descarga en la bomba de carga. La bomba de carga reabastece el sistema
de arranque principal de bucle cerrado con fluido hidráulico. La bomba
principal aumenta la presión de fluido hidráulico hasta 360 bares (5200
psig) y envía el fluido presurizado al motor de arranque hidráulico a
aproximadamente 212 Lpm (56 gpm). La descarga desde el motor de
arranque hidráulico vuelve al depósito hidráulico a través de los montajes
de filtro e intercambiador de calor. Los filtros de aceite quitan las
partículas ≥ 10 µ. El intercambiador de calor de aire a aceite quita el calor
del aceite hidráulico, que se genera durante el funcionamiento del motor de
arranque.
Cambie los elementos de filtro regularmente.

Reemplácelos al menos una vez al año,
independientemente de lecturas del indicador, y
antes, si se dan las condiciones.
La bomba de carga reabastece fluidos perdidos en el contenedor de la

bomba hidráulica y en el sistema hidráulico de bucle cerrado de la bomba
principal. El aceite de alta presión en la carcasa de la bomba hidráulica
principal se regula mediante válvulas de descarga en línea. Los drenajes
internos en la carcasa de la bomba se dirigen al aceite de alta presión
nuevamente al tanque de aceite hidráulico. Desde la bomba de ajuste, el
aceite hidráulico se descarga a través del montaje del filtro de ajuste hacia
la bomba principal, donde el fluido hidráulico se presuriza para el bucle del
motor del estator. El filtro de la bomba de ajuste quita las partículas
arrastradas ≥ 6 µ, absoluto. El indicador visual en el filtro muestra la
condición general del filtro. El filtro de bomba de carga incluye un
indicador de obstrucción visual integrado.
El aceite de alta presión de la bomba hidráulica principal se dirige desde el

patín de arranque hidráulico al compartimento auxiliar, compartimento de
gas y luego al motor de arranque hidráulico en la turbina en el
compartimento del motor. Una parte del fluido de retorno del motor se
dirige (1) nuevamente al patín de arranque hidráulico a través de la tubería
de interconexión como parte del sistema de retorno de baja presión o (2) al
sistema de retorno de drenaje de la carcasa.
En el sistema de retorno de baja presión, el aceite se filtra a través del filtro

de retorno de baja presión antes de alcanzar la bomba hidráulica principal.
El filtro de baja presión quita las partículas arrastradas que son mayores a
92
10 µ de diámetro. El filtro posee un bucle de desvío y un indicador visual

de obstrucción integrados que muestran la condición general del filtro.
Cuando el filtro se obstruye con presiones diferenciales mayores a 5 bares,
el aceite hidráulico se desvía al elemento de filtro, que evita que se dañe el
montaje del filtro.
En el sistema de retorno de drenaje de la carcasa, el aceite hidráulico se

descarga a través del filtro de retorno de drenaje de la carcasa y a través del
intercambiador de calor de aceite hidráulico antes de volver al tanque de
aceite. El filtro de retorno de drenaje de la carcasa quita las partículas
arrastradas que son mayores a 10 µ de diámetro. El filtro posee un bucle de
desvío y un indicador visual de obstrucción integrados que muestran la
condición general del filtro. Cuando el filtro se obstruye con presiones
diferenciales mayores a 1,5 bares, el aceite hidráulico se desvía al
elemento de filtro, que evita que se dañe el montaje del filtro.
La temperatura del aceite hidráulico en el sistema de retorno de drenaje de

la carcasa se monitorea mediante el Interruptor de Temperatura TSH-1602.
Si la temperatura de aceite alcanza 82°C (179, 6F) en aumento, el sistema
de control activara el brazo de alta temperatura TAH-1602. La descarga
del sistema de retorno de drenaje de la carcasa se dirige al intercambiador
de calor de aceite. Este intercambiador de calor de aire a aceite utiliza un
ventilador accionado por un motor hidráulico, que envía presión hidráulica
desde la bomba del refrigerador hidráulico, que es impulsado por el motor
de la bomba hidráulica principal. La válvula de desvío del refrigerador
hidráulico se configura para abrirse a los 120ºF, que luego dirigirá el fluido
hidráulico caliente en el intercambiador de calor, manteniendo el fluido
hidráulico durante el funcionamiento. La descarga del intercambiador de
calor se dirige directamente al tanque de aceite hidráulico.
SISTEMA DE AIRE DE COMBUSTION Y VENTILACION
Introducción
El sistema de aire de ventilación y combustión del conjunto GTG suministra

aire filtrado para el Sistema de combustión del Generador de Gas, y las
carcasas de la turbina y el Generador. Un sistema de aire individual
suministre aire de ventilación para el generador AC refrigerado por aire. La
carcasa de filtro de aire de turbina esta equipado con una plataforma de
acceso, una escalera de acceso, campanas de clima, filtros de impurezas,
colectores antihielo y carcasas de filtro completas con filtros previos y filtros
de alta eficiencia.
93
Compartimento de turbina y flujo de aire de combustión
El motor de turbina de gas y ventiladores de escape de ventilación del

compartimento de turbina envían aire filtrado del modulo del filtro para la
combustión de la turbina y la ventilación del compartimento, tal como se
describe anteriormente. El aire enviado por el motor de la turbina y por uno
de los ventiladores de ventilación del tipo centrifugo (uno funciona mientras
el otro es un soporte redundante) se descarga a través del Filtro de
impurezas, filtro M80, Enfriador por evaporación y el filtro RM90. Los
Transmisores Diferencial de presión PDT-4106 y PDT-4107 transmiten los
datos diferenciales de presión al Controlador para notificar a los operadores
si el Filtro M80 se obstruye. Los Transmisores Diferencial de presión PDT-
4108 y PDT-4109 transmiten los datos diferenciales de presión al
Controlador para notificar a los operadores si el Filtro RM80 se obstruye. El
Transmisor Diferencial de presión PDT-4110 mide el Diferencial de presión
entre la presión de aire en el ambiente y la parte interior de la carcasa del
filtro en la parte inferior de los filtros, y transmite esta información al
controlador para mantener informados a los Operadores del diferencial de
presión en esta área. El Indicador Diferencial de presión PDI-4110
suministra una indicación local del diferencial de presión entre el aire del
ambiente y la parte interior de la carcasa del filtro hacia la parte inferior de
los filtros de aire. El Elemento de Temperatura TE-4111 brinda la
información de temperatura del aire entrante hacia el controlador y los
operadores. El Transmisor Diferencial de presión PDT-4120 mide el
diferencial de presión entre el Aire del Ambiente y la carcasa de la Turbina.
El Elemento de Temperatura TE-4120 transmite la información de
temperatura de la carcasa de la Turbina hacia el controlador y los
operadores.
El Interruptor de Caudal FS-4122 brinda información del flujo de aire para

los ventiladores de ventilación de la Carcasa de la Turbina.
El Interruptor Diferencial de presión PDSH-4150 brinda información de

presión diferencial en todo el enfriador del Generador, y transmite esta
información al controlador.
El Indicador Diferencial de presión PDI-4150 brinda una indicación local de

la presión diferencial a través del Enfriador del Generador.
SISTEMA DE DETECCION DE GAS Y DE SUPRESION DE

INCENDIOS
94
El dióxido de carbono (CO2 ) en altas concentraciones

puede ser dañino. Evacue a todo el personal cuando
se libere el CO2. Purgue los compartimentos antes de
reingresar. No seguir esta advertencia puede resultar
en lesiones severas o muerte. Lea el manual del
proveedor de protección de gas y contra incendios
antes de operar o realizar mantenimiento al sistema.
Antes de operar o realizar mantenimiento al sistema

de protección contra incendios, lea las publicaciones
del proveedor que aparecen en el Capitulo 5 de este
manual y los lineamientos de seguridad aplicables que
aparecen en la publicación 12 de la Asociación
Nacional de protección contra Incendios (NFPA):
Normas acerca de los Sistemas de Extinción de dióxido
de Carbono.
Introducción
El sistema de supresión de incendios y de detección de gas para el conjunto

GTG monitorea los compartimentos de la turbina, el engranaje de carga, el
compartimento auxiliar y de gas en busca de la presencia de fuego y de
acumulaciones de gas combustible. El dióxido de carbono (CO2) se utiliza
como un agente de extinción de incendios. El sistema de supresión de
incendios y de detección de gas consiste en un panel programable controlado
por microprocesador que recibe entradas de diversos sensores, tales como
detectores ópticos de llama, detectores de puntos térmicos, detectores de gas
combustible, interruptores manuales, etc. El panel se ubica en el cubículo de
terminación del TCP. Consulte el Diagrama F&ID 20131-01-673254,
Sistema de protección contra Incendios y el manual del proveedor que
aparece en el Capitulo 4 de este manual. Durante el funcionamiento normal,
el flujo es el siguiente:
Consulte la Figura 1.11, Sistema de supresión de Incendios y de detección

de Gas, Diagrama de Bloques, para obtener una descripción general del
sistema. El dióxido de carbono del sistema se almacena en 10 botellas, cada
una de las cuales contiene 50 Kg de CO2, para la descarga inicial y
extendida. Las botellas de CO2 , que se ubican dentro del compartimento de
CO2 , se suministran con cabezales de descarga operados por solenoides.
95
Una válvula antirretorno en cada bloque garantiza la activación de un bloque

a la vez. Se descarga CO2 al activar los interruptores de presión de descarga
de línea de secado PSHH-3048 y PSHH-3050, que se configura en 3 bares
en aumento. Si la presión de línea alcanza los 3 bares, se inicia un corte. La
activación de CO2 produce una señal en el panel de protección contra
incendios que se transmite al secuenciador. El secuenciador luego inicia una
secuencia de corte ordenada LM2500.
Figura 1.11, Sistema de supresión de incendios y de detección

de gas, diagrama de bloques
Evacue a todo el personal del compartimento del

patín principal antes de activar una estación de
liberación manual. Podría sufrir muerte por asfixia.
En caso de incendio, se inicia un corte de emergencia y se interrumpe el

caudal de combustible hacia el motor de la turbina. El ventilador activo de
ventilación del compartimento pierde la energía, se cierran los
amortiguadores de incendios y se abren las válvulas operadas por solenoides
para liberar el agente extintor de incendios. Cuando se recibe una entrada de
alarma, el panel de control envía energía a un temporizador para comenzar
con una secuencia de retraso de tiempo, que permite que el operador evacue
el área del patín principal antes de liberar el agente extintor. Dos bocinas de
alarma de gas y de incendios, YSA-3006A/B, y dos luces guía, YSL-
3006A/B, alertan al personal de que se esta liberando el agente extintor. Dos
estaciones de liberación manual de emergencia, HS-3008 y HS-3009, que se
96
ubican fuera de las puertas del compartimento de la turbina, permiten que el

personal libere en forma manual el agente extintor de incendios. El sistema
de detección de gas y de supresión de incendios está unido con los
ventiladores de la turbina y apagan estos ventiladores para contener el
incendio.
En forma similar, cuando la acumulación de gas excede el nivel de explosión
bajo (LEL, por sus siglas en ingles) pre-establecido, se suscitan una serie de
eventos. Los amortiguadores permanecen abiertos y el ventilador en espera
se activa para aumentar la ventilación en el compartimento y expulsar el gas
de los compartimentos a la atmosfera. El caudal de combustible aun sigue
hacia el motor de la turbina. Cuando los sensores detectan un alto nivel de
explosión (HEL) de acumulación de gas, se detiene el caudal de
combustible, los amortiguadores permanecen abiertos y el ventilador en
espera se activa para expulsar el gas del compartimento ya no esta en
servicio.
Seis detectores ópticos de llama infrarrojos (IR), BE-3000A/B/C y BE-

3001A/B/C, monitorean el compartimento de la turbina en busca de
incendios. Los detectores de puntos térmicos y de gas monitorean la turbina,
el engranaje de carga y los compartimentos de gas en busca de niveles de gas
y de incendios. Todos los detectores de puntos térmicos y de gas se
conectan al TCP con los siguientes parámetros:
 Detectores de gas metano combustible AE-3002A/B (ubicado en el

compartimento de gas) y AE-3004A/B (ubicado en el
compartimento de la turbina): alarma a 10% LEL; corte de FSLO a
25% LEL.
 Detectores de gas metano IR AE-3007A/B/C (ubicado en el
compartimento de la turbina): 2 de 3 cortes lógicos - FSLO a 5%
LEL.
 Detectores de puntos térmicos TS-3003A/B/C (ubicado en el
compartimento de la turbina): Corte FSLO a 232 °C.
 Detectores de puntos térmicos TS-3012A/B (ubicado en el
compartimento del engranaje de carga) y TS-3012C (ubicado en el
compartimento de gas): Corte FSLO a 207 °C.
El panel de protección contra incendios y gas procesa la/s entrada/s y ejecuta

las salidas correspondientes para abrir las válvulas operadas por solenoides
en el bloque principal de botellas de CO2 para liberar el agente extintor de
incendios. Para alertar al personal, se energizan una bocina y una luz guía
roja dentro y fuera del compartimento de la turbina en el panel de control de
incendios en el TCP. El panel de control posee una alarma audible
incorporada, una pantalla de cristal liquido (LCD), e indicadores de
97
iluminación para informar a los operadores del estado actual de

funcionamiento. Consulte el Capitulo 1, Sección 3 de este manual para
obtener una descripción completa del panel de control de incendios.
Observe los lineamientos y los requisitos en la

publicación 12 de la NFPA, que cubren el uso de
válvulas de bloqueo en sistemas de extinción de
incendios. No seguir esta advertencia puede resultar
en lesiones severas o muerte.
El panel de detección de incendios posee un botón de reinicio que permite
que regrese a su configuración de espera luego de ser disparado. Otras
características de seguridad son las siguientes:
 Una válvula de bloqueo operada manualmente, ubicada en la salida

del colector de recolección, ha sido instalada para evitar la entrada del
agente extintor de incendios en las carcasas del patín principal. Esta
válvula puede ser bloqueada en posición de apertura o cierre. La
posición de la válvula es monitoreada por el panel de control. Esta
válvula debe ser abierta antes de que el sistema pueda alcanzar el
estado de espera.
 Un interruptor operado por una tecla se ofrece para silenciar la bocina

luego de una alarma, después de la liberación del agente extintor.
Solamente después de aclarar el motivo de la alarma, hay seguridad
para reingresar al compartimento.
SISTEMA DE MONITOREO DE VIBRACION
Introducción
El sistema de monitoreo de vibración para el generador de motor de la

turbina consiste en elementos de detección para monitorear la turbina, el
generador y la vibración de la transmisión durante el funcionamiento.
Estos elementos de detección transmiten señales de vibración a la unidad
de monitoreo de Bently-Nevada, ubicada en el TCP. Para la disposición de
montaje del transductor de General Electric, consulte el Manual de
Mantenimiento y Funcionamiento In Situ de la Serie LM2500+ de General
Electric, GEK 105054 en el Capitulo 5.
Características del sistema de monitoreo de vibración
Los sensores para el sistema de vibración consisten en acelerómetros que

monitorean la vibración de la carcasa de la turbina y proximitores que
98
monitorean la vibración del cojinete-generador. Los sensores también

monitorean las velocidades del rotor alta y baja. Los acelerómetros en el
CRF y el TRF monitorean la vibración de la turbina. Un modulo de
interfaz del acelerómetro para cada acelerómetro condiciona las señales de
salida del acelerómetro para la aplicación a la unidad de monitoreo en el
TCP. Los proximitores, con sondas de proximidad de eje, monitorean la
vibración del eje en los lados del excitador y del acople del generador.
Figura 1.12, Sistema de Monitoreo de vibración, Diagrama de Bloques,
muestra los elementos de detección en el sistema.
Figura 1.12, Sistema de Monitoreo de vibración, Diagrama de
99
Bloques
100
SISTEMA DE REGULACION Y EXCITACIÓN DEL GENERADOR
Introducción
El sistema de excitación del generador suministra la energía necesaria para

elevar la tensión de salida del generador al nivel nominal durante el
arranque de la unidad, y restaurar y mantener la tensión al nivel deseado
durante las condiciones de carga fluctuantes. Para obtener información de
diseño detallada, datos de funcionamiento y diagramas, consulte el Manual
de Mantenimiento y Funcionamiento del Generador de AC del Rotor
Cilíndrico de Maquinas Rotativas de FKI, que aparece en el Capitulo 5 de
este manual. El equipo del sistema de excitación se describe a
continuación y la función de cada componente se describe brevemente en
los párrafos siguientes.
Excitador rotativo sin escobilla
El excitador rotativo sin escobilla se suministra como una parte integral del
generador de AC. La armadura del excitador se monta en el lado opuesto al
acople del eje del rotor del generador y esta rodeado por el devanado de
campo del excitador estacionario. La carcasa del excitador se atornilla al
marco del extremo del generador, y soporta los devanados de campo del
excitador estacionario y los devanados del estator del generador de imán
permanente (PMG, por sus siglas en ingles). Estos montajes se refrigeran
mediante aire que se conduce desde la carcasa del generador. Los
devanados del estator de campo del excitador reciben DC del regulador de
tensión. Por lo tanto, los campos magnéticos fuertes incluyen los
devanados del estator de campo del excitador. Las bobinas de la armadura
del excitador de rotación pasan a través de los campos magnéticos que se
forman en los devanados del estator de campo del excitador, que envía AC
a las bobinas de la armadura. La CA inducida se envía al montaje del
rectificador de rotación.
Montaje del rectificador de rotación
El montaje del rectificador de rotación convierte las tres fases de la

corriente de campo alternativa, que se induce en los devanados de la
armadura del excitador en un CD, que polariza los devanados principales
de campo de rotación. El rectificador consiste en seis diodos de silicona,
cada uno de los cuales se conecta a una de las tres conexiones de armadura
del excitador a través de un fusible protector. Los diodos se conectan para
brindar una rectificación de onda completa para cada fase de salida del
excitador.
101
Generador de imán Permanente (PGM)
El PMG produce una salida de 255-VAC, 1ø. La energía de salida del

PMG se transmite al regulador de tensión a través de un transformador
reductor, que reduce la tensión a aproximadamente 140-VAC. El PMG
consiste en un montaje de bobina del estator que rodea a un rotor hecho de
imanes permanentes. Los devanados de PMG se alojan dentro de la
carcasa del excitador; y el rotor de PMG se monta en el eje del rotor del
generador justo en la parte exterior del cojinete del lado opuesto al acople.
El PMG es aislado en forma electrónica desde las bobinas principales de
salida-generador. Su salida de energía solamente se ve afectada por la
velocidad rotacional de su rotor, que normalmente no fluctuara lo suficiente
como para tener un efecto que pueda apreciarse. Esto garantiza que el
regulador de tensión tendrá la energía necesaria para la excitación adicional
cuando la carga del generador aumente repentinamente.
Modulo combinado de control del generador
El Modulo Combinado del Control del Generador (unidad CGCM) es un

dispositivo de protección y control basado en un microprocesador. La
unidad CGCM esta diseñado para integrarse con un controlador
programable de la familia Logix
que suministra las funciones de control del generador, protección y
sincronización. La programabilidad de los parámetros del sistema, las
configuraciones de regulación y las funciones de protección permiten que
la unidad CGCM se utilice en una amplia
gama de aplicaciones.
Funciones
Las siguientes secciones detallan las funciones de la unidad.
Funciones de Control y regulación del Generador
Esta lista contiene las funciones de control y regulación del generador.

 Cuatro modos de control de excitación
 Regulador automático de tensión (AVR)
 regulación de corriente de campo o manual (FCR)
 Factor de potencia (PF)
 Potencia reactiva (VAR)
 acumulación de tensión de arranque suave con una rampa ajustable
en los modos de control AVR y FCR
 Sobre excitación (OEL) y sub excitación (UEL) que limitan
102
 los modos de control AVR, VAR y PF

 Compensación de sub-frecuencia (vatios/Hertz)
 Compensación de caída de tensión
 Rastreo automático entre los modos de funcionamiento y entre
unidades
 redundantes de CGCM
 Transferencia automática a una unidad de soporte CGCM en
sistemas redundantes
 Paralelismo del generador con compensación de caída reactiva o
 Compensación de contracorriente (diferencial reactivo)
 Paralelismo del generador con intercambio real de carga de
alimentación
 sincronización para uno o dos disyuntores
Funciones operativas
Las siguientes secciones describen las funciones operativas de la

unidad de CGCM. Las funciones incluyen lo siguiente:
 Modos de control de excitación
 Funciones de limitación
 Funciones de protección
 Sincronización
 Intercambio de real de carga de alimentación
 medición
 Redundancia
 Temporizador guardián
Interfaces de comunicación
La unidad de CGCM posee tres puertos de comunicación.

• Conector redundante ControlNet
• El Puerto RS-232 para la comunicación dedicada con un CGCM
redundante•
 El Puerto RS-232 para la configuración y prueba de fabrica (no es

para uso del cliente)
características del sistema de regulación y excitación del

generador
Entradas de detección de tensión del generador
103
La unidad de CGCM detecta la tensión del generador a través de los

transformadores de tensión (VT) instalados en las cargas de salida del
generador. La unidad de CGCM utiliza tensiones medidas a través de las
entradas de detección de tensión del generador para la tensión del
generador, VAR y/o regulación del factor de potencia, intercambio de
carga de kW y kVAR, sincronización, medición y protección. Las entradas
aceptan señales de hasta un 40% de Distorsión Armónica Total (THD) y se
conectan para aplicaciones monofásicas y trifásicas. Las entradas de
tensión del generador se realizan a escala en forma interna mediante la
unidad de CGCM según sus ajustes de configuración del transformador.
Las entradas de detección de tensión del generador se denominan V Gen A,
V Gen B, V Gen C y V Gen N.
Entradas de detección de tensión del bus
Las tensiones que se miden a través de las entradas de detección de tensión

de bus se utilizan para la sincronización de generador a bus. La unidad de
CGCM detecta la tensión de bus a través de los VT. Dependiendo de la
cantidad de buses y del tipo de sincronización necesaria, existen uno o dos
conjuntos de transformadores de detección de bus. Si se requiere la
sincronización de bus doble, la configuración del transformador de
detección se limita a monofásico. En un sistema de disyuntor individual, las
entradas se conectan en configuraciones monofásicas o trifásicas. Las
entradas aceptan señales con hasta THD del 40%. Las entradas de tensión
del bus se realizan a escala en forma interna mediante la unidad de CGCM
según sus ajustes de configuración del transformador. Las entradas de
detección de tensión del bus se denominan V Bus A, V Bus B, V BUs C y
V Bus N.
Corriente de la línea del generador
La unidad de CGCM detecta la corriente del generador a través de los

transformadores de corriente instalados en las cargas de salida del
generador. La corriente medida a través de las entradas de corriente de
línea se utiliza para fines de medición, regulación de vares del generador,
regulación del factor de potencia del generador, intercambio real de carga
de alimentación y para fines de protección; y se requiere para operar en
modos de funcionamiento VAR, PF y Droop AVR. Las entradas de
corriente de línea se aíslan en forma galvànica a través de los CT internos a
la unidad de CGCM. La unidad de CGCM acepta entradas de corriente 1 A
o 5 A que se conectan a la entrada correspondiente. Las entradas de
104
corriente de línea se denominan I1(+)1 A, I1(+)5 A, I1(-), y así

sucesivamente.
Contracorriente
La unidad de CGCM detecta la corriente diferencial reactiva a través de

transformadores de corriente conectados adecuadamente que generalmente
se instalan en las cargas de salida de la fase B de cada generador en
paralelo. Consulte las Ubicaciones CT típicas de contracorriente y
polaridad en la página 32 para obtener más información. Las entradas de
corriente de línea se aíslan en forma galvànica a través de los CT internos a
la unidad de CGCM. La unidad de CGCM acepta entradas de corriente 1 A
o 5 A. Las terminales de entrada de contracorriente se denominan ID(+)5A,
ID(+)1A, y ID(-).
Entrada auxiliar
Esta entrada es una tensión analógica (-10…10V DC), y brinda un medio

para ajustar en forma remota el punto de regulación del generador. El
aislamiento resistivo se suministra mediante el uso de amplificadores
diferenciales. Las terminales de entrada auxiliar se denominan VREF(+) y
VREF(-).
Entradas de alimentación
La unidad posee dos tipos de entradas de alimentación: Entradas de

alimentación de control y de excitación.
Entrada de alimentación de control
La unidad de CGCM opera desde un suministro de CD nominal de 24V,

conectada a las entradas de alimentación de control. La entrada de
alimentación de control esta protegida por un diodo para protegerse del
daño del equipo debido a polaridad inadecuada de la alimentación aplicada.
Las entradas de alimentación de control se denominan BAT(+) y BAT(-).
Entrada de alimentación de excitación
La unidad de CGCM acepta alimentación de excitación trifásica o

monofásica. La alimentación de excitación puede obtenerse desde el
105
generador o la utilidad, a través de la excitación en derivación (SE) o desde

la instalación motriz del generador a través de
un Generador de imán Permanente (PGM). Consulte el Capitulo 2 para
obtener detalles acerca de las conexiones para el funcionamiento de SE o
PMG. Las terminales de entrada de alimentación de excitación se
denominan PMG A, PMG B y PMG C.
Entradas discretas – Habilitación de excitación remota
La entrada de habilitación de excitación remota es una entrada de CC de

24V. Cuando se aplica CC de 24V a la entrada, se permite la excitación de
la unidad de CGCM.
I
IMPORTANTE: Para que ocurra la excitación del generador, la
excitación debe habilitarse en el software, debe estar presente una
conexión activa ControlNet y debe aplicarse una señal de CC de 24V a
la entrada de habilitación de excitación remota.
Las terminales de entrada de habilitación de excitación remota se

denominan EX-D(+) y EX-D(-).
Salidas analógicas
La unidad posee dos tipos de salidas analógicas: Salida de excitación e

intercambio real de carga de alimentación.
Salida de excitación
La etapa de potencia de la Modulación de Ancho de Impulsos (PWM) de la

unidad de CGCM suministra la corriente de campo del excitador del
generador de CC. La etapa de potencia de excitación esta diseñada para
alojar hasta tensiones de campo (nominal) de CC de 125V.
Consulte los Modos de Control de Excitación en la página 42 para obtener
una descripción de funcionamiento. Debe tenerse precaución acerca de que
la resistencia de campo no permite mas que 15 A de CC para que se
descargue en forma continua en la tensión de campo nominal.
La resistencia minima para tensiones comunes se brinda en las
Especificaciones, Apéndice A. La salida de excitación de la unidad de
CGCM se equipa con un circuito de alta velocidad para detectar una salida
en corto. La salida de excitación se acopla a un nivel muy bajo cuando se
detecta una conexión de impedancia. La unidad de CGCM indica que el
acoplamiento esta activo al configurar el bit Spare2 en la Tabla de Datos de
Lectura Programada. La indicación de bit Spare2 se reinicia mediante la
106
configuración de la etiqueta SoftwareExcEN = 0 o mediante ciclos de

potencia de control a la unidad de CGCM.
Tenga en cuenta que una perdida de comunicación de red ControlNet con

el controlador host Logix provoca que la unidad de CGCM apague
automáticamente la excitación del generador. Las terminales de salida de
excitación se denominan EXC(+) y EXC(-).
Intercambio de real de carga de alimentación
Las terminales de intercambio real de energía de alimentación se

suministran para permitir dos o mas unidades de CGCM u otros
dispositivos de control del generador compatibles (tales como el Modulo de
sincronización de línea, numero de catalogo 1402-LSM) para cargar los
generadores bajo su control de modo que cada generador desarrolle lo
mismo por unidad de salida. Las terminales de intercambio de carga se
denominan LS(+) y LS(-).
Salidas Discretas
La unidad de CGCM suministra dos salidas discretas de colector abierto, la

salida de falla y la salida de relé de redundancia. Son salidas del tipo de
descenso que se conectan en forma interna al suministro de potencia de
control BAT (-). están hechas para impulsar un relé suministrado por el
usuario, conectado entre el suministro de potencia de control BAT (-) y la
terminal de salida discreta aplicable.
Salida de falla
La salida de falla puede utilizarse para anunciar una falla a través de un relé
suministrado por el usuario. El usuario selecciona de una lista
predeterminada, las condiciones para esta salida. La salida de falla se
denomina FLT. Las etiquetas de salida de habilitación de falla en la tabla
de salida determinan las fallas que activa la salida del relé de falla.
Salida de relé de redundancia
La salida del relé de redundancia se utiliza para transferir la excitación del

generador desde la unidad principal de CGCM a la unidad de redundante
de CGCM en sistemas de unidad dual. La salida del relé de redundancia se
denomina RD RLY.
107
Modos de control de excitación
La unidad de CGCM controla la corriente de excitación de CC del

excitador del generador, en base a una cantidad de factores, entre ellos:
 El modo de control seleccionado
 La configuración de la unidad de CGCM incluyendo ganancias
 tensión y corriente medidas del generador
 El/los punto/s fijo/s aplicable/s
 El valor de la Entrada auxiliar
 Diversas funciones de limitación
La unidad de CGCM ofrece varios modos de regulación que se seleccionan

y activan por medio de la interfaz de software al controlador programable
host Logix. Debe existir una conexión activa ControlNet con el controlador
host Logix para activar algún modo de regulación.
Ganancias
La unidad de CGCM regula la corriente de excitación por medio de un

algoritmo de control proporcional, integral y derivativo (PID). La respuesta
regulatoria de la unidad de CGCM se determina mediante sus ajustes de
ganancia. Las ganancias para cada modo incluyen lo siguiente:
 Ganancia proporcional Kp – determina la respuesta básica a cambios
en la tensión del generador
 Ganancia integral Ki – acelera el regreso a la tensión de estado de
espera luego de una interferencia
 Ganancia derivativa Kd – acelera la respuesta inicial del regulador a
una interferencia
 Ganancia general Kg – ajusta la ganancia de bucle rugoso del
regulador
 Ganancia auxiliar – ajusta el efecto de la entrada auxiliar en la salida
del regulador
Modo de regulador de corriente de campo (FCR)
El modo FCR brinda un control manual de la corriente de excitación. En el

modo FCR, la unidad de CGCM mide y controla su salida de corriente de
excitación de campo para mantener el punto fijo de corriente de campo por
comando. El bucle de retroalimentación FCR incluye ganancias ajustables
proporcionales, integrales y derivativas. En el modo FCR, se deshabilitan
los controles de tensión automática, controles de potencia reactiva,
108
controles de factor de potencia, limitación de sobre excitación y sub

excitación. Para activar el modo FCR:
 Deben configurarse las ganancias.
 Debe seleccionarse el modo FCR (etiqueta AVR_FCR_Select = 1).
 El punto fijo deseado debe escribirse en la etiqueta FCRSetpt.
 excitación habilitada (etiqueta SoftwareExcEn = 1).
 Habilitación de excitación remota activada (entrada discreta).
Modo de regulador automático de tensión (AVR)
El modo AVR brinda un control automático de la corriente de excitación.

En el modo AVR, la unidad de CGCM controla la salida de corriente de
excitación de campo para mantener el punto fijo de tensión del generador
por comando. El bucle de retroalimentación AVR incluye ganancias
ajustables proporcionales, integrales y derivativas. Para activar el modo
AVR:
 Los VT de medición deben conectarse y configurarse en forma

adecuada.
 Deben configurarse las ganancias AVR.
 Debe seleccionarse el modo AVR (etiqueta AVR_FCR_Select = 0).
 El punto fijo deseado debe escribirse en la etiqueta AVRSetpt.
 Para el control de tensión constante, debe deshabilitarse la caída
(etiqueta V_DroopEn = 0).
Droop (Compensación de corriente reactiva)
Droop (compensación de corriente reactiva) es un método de control de

corriente reactiva cuando un generador se conecta en paralelo con otra
fuente de energía. Droop ajusta la tensión del generador en proporción con
la potencia reactiva medida del generador. La unidad de CGCM calcula la
potencia reactiva por medio de la tensión del generador trifásico y las
entradas de detección de corriente. El ajuste droop representa la reducción
porcentual del punto fijo de tensión del generador cuando produce potencia
reactiva correspondiente al generador nominal kVA. Para activar el droop:
 Los CT de medición y los VT del generador deben conectarse y

configurarse en forma adecuada.
 El punto fijo deseado del droop debe estar escrito en la
etiquetaV_DroopSetpt.
109
 Excitación habilitada (etiqueta SoftwareExcEn = 1).

 La unidad de CGCM deben estar en modo AVR (etiqueta
AVR_FCR_Select =0).
 Debe habilitarse el modo droop (etiqueta V_DroopEn = 1).
 Debe seleccionarse el modo droop (etiqueta Droop_CCC_Select =
0).
 Debe deshabilitarse el control de potencia reactiva automática
(etiqueta PF_VAR_En = 0).
Compensación de contracorriente
La compensación de contracorriente (compensación diferencial reactiva) es

un método de conectar generadores múltiples en paralelo para compartir la
carga reactiva. La compensación de contracorriente requiere de la conexión
de un CT adicional en la entrada de compensación de contracorriente. La
unidad de CGCM opera en una aplicación independiente sin conectar las
entradas de contracorriente. El método de compensación de contracorriente
de intercambio de carga reactiva es posible con otros controladores de un
tipo similar. La compensación de contracorriente monitorea la corriente ID,
las entradas V GEN A y V GEN C para ajustar el nivel de excitación. Se
suministra un ajuste de ganancia para permitir la optimización del control
de contracorriente. La compensación de contracorriente se configura y
controla por medio de la interfaz de software al controlador Logix.
Para activar la compensación de contracorriente:
 Los generadores deben conectarse en paralelo.
 El CT de contracorriente y los VT del generador deben conectarse
adecuadamente.
 La ganancia deseada de contracorriente debe escribirse en la etiqueta
CrossCurrentGain.
 La unidad de CGCM deben estar en modo AVR (etiqueta
AVR_FCR Select =0).
 Debe seleccionarse la compensación de contracorriente (etiqueta
Droop_CCC_Select = 1) (y la etiqueta KVAR_LS_En = 1 para rev.
del firmware 2.x).
Cuando se deshabilita la compensación contracorriente o se quita la
potencia de control de la unidad, las terminales de entrada de
contracorriente ID(+) y ID(-) se conectan en forma interna juntos, a través
de una impedancia muy pequeña.(1)
110
Ajuste de regulación de entrada auxiliar
La entrada auxiliar suministra un medio para ajustar en forma remota el

punto de regulación del generador. La señal de entrada de tensión analógica
(-10…10V CC) cambia el punto fijo del modo de funcionamiento
seleccionado por uno por ciento del valor nominal aplicable para cada vatio
que se aplique (positivo o negativo), multiplicado por la configuración de
ganancia auxiliar para AVR/FCR o VAR/PF. Consulte el Capitulo 4 para
obtener mas información. Las configuraciones de ganancia de entrada
auxiliar van desde -99…99. Si las ganancias se ajustan en cero, la entrada
auxiliar es inactiva. Un uso típico para esta entrada es el Estabilizador del
Sistema de energía, donde ajustar el punto de regulación del generador
puede aumentar la estabilidad del sistema durante las oscilaciones de kW
del sistema de potencia.
Compensación de caída de tensión
La compensación de caída de tensión ajusta la tensión del generador

proporcional a la carga del generador. La compensación de la caída de
tensión puede utilizarse para mantener la tensión a una carga que se ubica a
distancia del generador.
La corriente reactiva de salida del generador se utiliza para aumentar la
tensión del generador con carga en aumento, según el factor de
compensación de caída de tensión configurable del usuario. La
compensación de caída de tensión se ajusta de 0…10% del punto fijo de
tensión en los pasos del 0,1%, que representa el cambio de tensión
porcentual a una corriente nominal del generador. La compensación de
caída de tensión no puede utilizarse con droop o compensación de
contracorriente.
Modo de regulación del factor de potencia (PF)
En el modo PF, la unidad de CGCM controla la salida de corriente de

excitación de campo para mantener el punto fijo del facto de potencia por
comando. La unidad CGCM utiliza las tensiones y corrientes medidas del
generador para calcular el factor de potencia. El bucle de retroalimentación
PF incluye ganancias ajustables proporcionales e integrales. Para activar el
modo PF:
 Los CT de medición y los VT deben conectarse y configurarse en
forma adecuada.
 Deben configurarse las ganancias del modo PF.
111
 El punto fijo deseado de factor de potencia debe escribirse en la

etiqueta PFSetpt.
 La unidad de CGCM debe estar en modo AVR (etiqueta
AVR_FCR_Select =0).
0).
 Debe habilitarse el control de potencia reactiva automática (etiqueta
PF_VAR_En = 1).
 Debe seleccionarse el control de factor de potencia (etiqueta
PF_VAR_Select = 0).
Modo de regulación de potencia reactiva (VAR)
En el modo VAR, la unidad de CGCM controla la salida de corriente de

excitación de campo para mantener el punto fijo de potencia reactiva por
comando. La unidad CGCM utiliza las tensiones y corrientes medidas del
generador para calcular la potencia reactiva. El bucle de retroalimentación
VAR incluye ganancias ajustables proporcionales e integrales. Para activar
el modo VAR:
 Los CT de medición y los VT deben conectarse y configurarse en
forma adecuada.
 Deben configurarse las ganancias del modo VAR.
 El punto fijo deseado de potencia reactiva debe escribirse en la
etiqueta VARSetpt.
 La unidad de CGCM debe estar en modo AVR (etiqueta
AVR_FCR_Select =0).
0).
 Debe habilitarse el control de potencia reactiva automática (etiqueta
PF_VAR_En = 1).
 Debe seleccionarse el control VAR (etiqueta PF_VAR_Select = 1).
Modo de arranque suave
El modo de arranque suave de la unidad de CGCM provee un planeamiento

ordenado de la tensión del generador del punto fijo residual al de tensión en
112
el tiempo deseado con sobrepaso mínimo. Cuando el sistema esta en el

modo de arranque suave, la unidad de CGCM se ajusta a la referencia de
tensión que se basa en la tensión Inicial de Arranque Suave y el Tiempo de
Arranque Suave.
La ilustración de la Referencia de tensión de Arranque Suave es un grafico
a modo de referencia de tensión que muestra la tensión inicial de arranque
suave a 30%, tiempo de arranque suave a 8 s. Cuando comienza el arranque
suave, la tensión aumenta pero solamente al nivel determinado por la
limitación de Vatios/Hz. Cuando la unidad opera en modo FCR, el
arranque suave opera ya que lo hace en modo AVR, con la corriente de
campo, en vez de la tensión del generador, siendo el parámetro controlado.
Para activar el modo de arranque suave:
 Deben configurarse los parámetros de tensión Inicial de Arranque
Suave (etiqueta SoftStart_InitLevel) y Tiempo de Arranque Suave
(etiqueta SoftStartTime).
113
114
115
SISTEMA DE CONTROL ELECTRONICO
Introducción
El conjunto GTG funciona a través del uso de un sistema de control

electrónico, compuesto de un controlador programable (PLC, por sus siglas
en inglés) Allen Bradley, con una red E/S. El PLC de Allen Bradley
contiene microprocesadores y circuitos lógicos digitales para brindar la
velocidad y autonomía de funcionamiento que se requieren para un control
eficiente y seguro. El funcionamiento del PLC se divide en dos esquemas de
control a nivel del software.
El primer esquema es Control de Combustible. Se define mediante el
procesamiento y la ejecución de una serie de instrucciones que están
diseñadas para influir solamente en el funcionamiento de la Turbina. Esto
incluirá las temperaturas de monitoreo, presiones, velocidades y entradas del
operador.
Muchas de estas entradas posteriormente pueden afectar la posición de la

válvula de Combustible, y el PLC determinara la posición de la válvula de
Combustible sobre la base de algunas entradas, y algunas salidas. El segundo
esquema es la secuenciación. Se define como entradas de o salidas a
cualquiera de los sistemas de Soporte de Turbina. Como por ejemplo, los
Ventiladores de turbina o entradas en un interruptor de nivel.
Además, existen dos tipos de entradas y salidas. Son las señales digitales y
analógicas. Una señal digital (también llamada Booleana) básicamente es 0 o
1. Una señal analógica seria una señal de 4-20 mA de un transmisor de
presión.
Además habrá un hardware diseñado para llevar esas señales a y desde los
dispositivos finales del motor y de los sistemas de paquete.
Esta parte del Sistema de Control se denominara la Red E/S

(Entrada/Salida).
Respuestas del sistema
Los cubículos TCP poseen los interruptores y teclados necesarios para emitir
comandos del operador al sistema de control electrónico. Mientras que el
sistema ejecuta los comandos en el orden programado previamente, las
lámparas del indicador, los indicadores y los medidores del TCP y las
pantallas del programa en el monitor muestran respuestas y estados de
funcionamiento.
116
Panel de Control de la Turbina
El TCP contiene medidores, indicadores, interruptores y diversos sistemas

de control que se conectan con el conjunto GTG. Un operador puede iniciar
el sistema de control electrónico del generador-turbina para realizar
arranques automáticos, asunciòn de carga y funcionamiento del sistema
desde el TCP. Los parámetros críticos se monitorean constantemente y las
alarmas o cortes se inician automáticamente, cuando sea conveniente, para
condiciones fuera de tolerancia. El control de combustible automático y la
secuenciación de la turbina se controlan mediante el software y el hardware
del sistema de control lógico. Además, un operador o cualquiera que este
in situ pueden iniciar, cuando sea necesario, un corte de emergencia manual
en cualquier momento. Cada cubículo se describe brevemente del siguiente
modo:
Cubículo de Control — Este cubículo contiene el regulador de tensión

y los interruptores para controlar las condiciones de funcionamiento del
generador. Este cubículo contiene controles y monitorea el
funcionamiento de la turbina y el Sistema de protección del Generador
Integrado (IGPS) Beckwith Integrated para monitorear el
funcionamiento del generador de AC FKI (Brush).
Cubículo de terminación — Este cubículo contiene el panel del sistema

de monitoreo de vibración y el panel de protección contra incendios.
Este cubículo ofrece la interfaz de cableado entre los cubículos TCP y
la conexión con los circuitos de funcionamiento y monitoreo en el
conjunto GTG. Además, en este cubículo se encuentran los bloques de
fusibles y los disyuntores para los sistemas de control y contra
incendios.
117
SISTEMAS DE BATERIA Y DE CARGADOR DE BATERIA
Introducción
Los sistemas individuales de batería y de cargador de batería proporcionan

energía DC para el funcionamiento del conjunto GTG. Un sistema de 24-
VDC brinda energía de soporte para el sistema de control de la turbina y el
sistema de detección de gas y de supresión de incendios. Un sistema de
125-VDC brinda energía de soporte para el equipamiento del equilibrio de
planta (BOP). Las baterías para el sistema de 24- y de 125-VDC se
almacenan en bastidores en el cuarto de baterías que esta aislado del TCP.
El cuarto de baterías esta adecuadamente ventilado y brinda acceso a la
parte trasera del área del interruptor. Todas
las baterías del sistema funcionan mejor con una temperatura ambiente
entre –20 °C y 40 °C. Todos los cargadores de batería en el sistema
funcionan mejor con una temperatura ambiente entre –20 °C y 50 °C.
Consulte la Figura 1.13, Sistema de batería de generador-turbina,
diagrama de bloque, para obtener una descripción general de los sistemas
de baterías.
Para obtener información acerca de los sistemas de batería, consulte los

Diagramas de Elevación y Planeamiento 20131-01-673018, Sistema de
batería de 24 VDC y 20131-01-673019, Sistema de batería de 125 VDC.
Puede encontrarse información adicional acerca de los sistemas de batería
en la documentación del proveedor Saft-Nife que aparece en el Capitulo 5
de este manual. Esta sección ofrece una descripción general de los
sistemas de batería de 24- y 125-VDC.
Sistema de batería de 24-VDC del sistema de control
El sistema suministra energía de 24-VDC para el monitoreo de la turbina y

el generador y los circuitos de control. En caso de falla de energía
primaria, las baterías de plomo y acido 2SLA400 son capaces de
suministrar energía de 24-VDC a una tasa de descarga aproximada de 50.8
A durante 8 horas a 25 °C. La capacidad de célula nominal de cada batería
es de 400 AH (amperes por hora) y la tensión nominal de célula es de 2 V.
Dos cargadores de batería de 24-VDC mantienen cargada totalmente la
reserva de la batería: Un cargador de batería generalmente esta en uso
activo mientras la otra esta en modo de espera. En caso de falla del
cargador principal de la batería, el sistema cambia al cargador en espera.
La tensión de salida nominal de cada cargador es de 24 VDC y la corriente
de salida nominal es de 150 A.
118
Figura 1.13, Sistema de batería de generador-turbina, diagrama

de bloques
119
Sistema de batería de 24-VDC de detección de gas y supresión

de incendios
Este sistema suministra energía de soporte de emergencia 4-VDC para el

sistema de detección de gas y supresión de incendios. En caso de falla de
energía primaria, las baterías de plomo y acido 12SLA50 son capaces de
suministrar energía de 24-VDC a una tasa de descarga aproximada de 6,35
A durante 8 horas a 25 °C. La capacidad de célula nominal de cada batería
es de 50 AH y la tensión nominal de célula es de 2 V. Un cargador
individual de batería de 24-VDC mantiene la reserva de la batería
totalmente cargada. La tensión de salida nominal del cargador es de 24
VDC y la corriente de salida nominal es de 25 A.
Equilibro del sistema de batería de planta de 125-VDC (vatios,

corriente continua)
El sistema suministra energía de respaldo de emergencia de 125-VDC para

el equilibrio del equipo de plata asociado con el conjunto GTG. En caso de
falla de energía primaria, las baterías de plomo y acido 2SLA400 son
capaces de suministrar energía de 125-VDC a una tasa de descarga
aproximada de 50.8 A durante 8 horas a 25 °C. La capacidad de célula
nominal de cada batería es de 400 AH y la tensión nominal de célula es de
2 V. Un cargador individual de batería de 24-VDC mantiene la reserva de
la batería totalmente cargada. La tensión de salida nominal del cargador es
de 110 VDC y la corriente de salida nominal es de 30 A.
Alarmas de batería
Los cargadores de batería poseen alarmas que alertan a los operadores

cuando existe una falla en el sistema. El sistema de alarma esta vinculado a
TCP. Las alarmas se activan por los siguientes motivos:
 Falla de DC – no hay respuesta o hay una respuesta baja de la batería

(perdida de salida o batería en deterioro)
 Falla en AC – entrada al cargador en malas condiciones
 Vatios bajos – vatios del sistema sin mantenimiento (célula en malas
condiciones, corte en la conexión)
 Falla a tierra – corte en una unidad
120
Operación
INTRODUCCIÓN
Esta sección contiene todas las instrucciones y la información necesaria para el poner funcionamiento el
equipo LM2500GTG. Dicha operación se realizará bajo estrictas normas de seguridad. En esta sección,
también encontrará los procedimientos operativos de la turbina.
INSPECCIÓN PREVIA AL ARRANQUE
Para evitar posibles daños al equipo o cortes involuntarios, lleve a cabo los siguientes controles y pasos
iniciales antes de poner en funcionamiento el equipo LM2500 GTG
La acumulación de partículas extrañas o de impurezas en el plenum de

entrada a la turbina, puede producir serios daños al motor.
1. Controlar el estado del plenum de entrada a la turbina. Elimine todo tipo de suciedad
Observación El nivel de aceite de la turbina no debe exceder los dos tercios del llenado
cuando la turbina está en funcionamiento. La sobre recarga de aceite se derramará cuando se
detenga la turbina.
2. Controlar los niveles de aceite de la turbina y del generador. Llenar según se indica. Utilizar solo
los lubricantes aprobados. Ver lista en Capítulo 2, sistemas de depósito de lubricantes. La
temperatura minima aceptable del aceite lubricante es de 21.1°C (70°F).
Observación Si la temperatura del aceite es inferior a los 21.1°C (70°F), asegúrese que los
calentadores que se encuentran en el tanque de aceite estén encendidos (ver diagrama de una sóla
linea, centro de control del motor.)
3. Controlar la presión del combustible. La presión de entrada del combustible debe estar dentro de lo
especificado.
4. Controlar el nivel del fluido que se encuentra en el depósito de la unidad de arranque hidráulico.
Reponer los niveles de fluido en la medida que sea necesario. Utilizar los fluidos aprobados que
figuran en el Capítulo 2.
5. Revisar los accesorios, las cañerías, las bridas y las mangueras para descartar posibles pérdidas.
Controlar que las mangueras no estén gastadas.
Observación: Generalmente, las pérdidas que se dan en las líneas acopladas, se deben a que los
acoples están flojos, lo que se soluciona ajustándolos. De ser necesario, asegure los acoplamientos
con un alambre, siempre que se cumpla con las normas de mantenimiento establecidas en capítulo
5 de este manual “Manual de mantenimiento y funcionamiento in-situ del GE LM2500 “
6. Controlar el estado de los detectores del sistema de protección de gas y de fuego
a. Verificar que los detectores de llamas estén enfocados en la dirección deseada, con una clara
vista del lugar. También verificar que los detectores hayan sido regulados y probados según el
cronograma de mantenimiento
b. Controlar los detectores de manchas termales (calor) y que las sondas están limpias y en buen
estado. Controlar los informes de mantenimiento para verificar que los detectores hayan sido
regulados y probados, según el cronograma establecido.
121
c. Verificar el estado de los sensores detectores de gas combustible

para asegurarse que los protectores estén limpios. Controlar los
informes de mantenimiento para verificar que los sensores hayan
sido regulados y probados según el cronograma de mantenimiento
Observación los sensores detectores de gas son muy sensibles y necesitan ser calibrados con
cierta frecuencia. En caso de duda, realice la calibración necesaria o reemplácelos por sensores
nuevos
7. Controlar el sistema extintor de incendio según se detalla a continuación:
a. Inspeccionar que las boquillas de descarga de los extintores no estén obstruidas no corroídas
b. Controlar el peso y la presión de carga de cada extintor como lo indica el capítulo 2
c. Controlar el estado de las baterías y los cargadores que alimentan al panel detector de gas y
extintor de fuego. Verificar que las conexiones en los terminales de las baterías estén ajustadas
y libres de suciedad y corrosión, que las baterías estén completamente cargadas y que los
cargadores funcionen correctamente.
Observación Durante los primeros 30–90 días de funcionamiento, controle periódicamente su

equipo. Registre las tendencias de rendimiento para poder pronosticar y fijar los intervalos para
realizar el mantenimiento
8. Controlar y registrar regularmente lo indicado por todos los instrumentos mientras que el equipo
GTG esté funcionando. Asegúrese que los valores indicados estén dentro de los límites normales.
PROCEDIMIETOS DE OPERACIÓN
Requisitos para la puesta en marcha
Se necesita un generador de arranque en negro para encender la turbina. Si

el equipo cuenta con el mismo, remitirse a los manuales BOP para ver la
documentación
Procedimiento operativo
Los siguientes cuadros indican los procedimientos operativos del equipo LM2500 GTG. El operador
deberá proceder según lo indica la columna Acción del operador lo que dará como resultado lo indicado en
la columna Respuesta del sistema. Si se requiere de dos o más pasos por parte del operador para obtener una
respuesta del sistema, por ejemplo, posicionar 2 o más interruptores, la respuesta aparecerá al lado del paso
que generó dicha respuesta. En la columna Comentarios encontrará las condiciones iniciales, los indicadores
de operación y demás información pertinente
122
Observación Estos procedimientos dan por supuesto que la barra colectora recibió la carga de
la central y que el transformador auxiliar envía 400 VAC al MCC.
1. Cuadro 4.1, Corriente alterna- encendido. Describe el procedimiento para aplicar corriente alterna
al sistema de arranque y de operación.
2. Cuadro 4.2, Corriente continua- encendido. Describe el procedimiento para aplicar corriente
continua a los paneles de control.
3. Cuadro 4.3, reconocimiento y reinicio de alarma. Describe el procedimiento para reconocer y

resetear la alarma y los circuitos de corte después de solucionar situaciones alarmantes.
4. Cuadro 4.4, Purga Manual de la Turbina. Describe el procedimiento para verificar que el sistema
de arranque de la turbina esté funcionando correctamente y acelerará la velocidad de encendido.
También se puede utilizar un ciclo de purga:
 Para eliminar del caño de escape restos del combustible acumulado después de un arranque
abortado;
 Para refrescar la parte caliente de la turbina después de un corte, para poder encenderla
nuevamente de inmediato, y
 Para eliminar el agua de la turbina después de una sesión de limpieza, como se indica en el
Capítulo 2.
5. Cuadro 4.5, Arranque local con sincronizado y paralelo automático. Describe el procedimiento
para poner en funcionamiento el equipo LM2500 desde el panel de control de la turbina. (TCP), y
en paralelo mediante una sincronización automática con el sistema de distribución de potencia,
utilizando los controles Woodward. (Se puede acceder a las funciones del sistema de control
Woodward desde la “Interfaz hombre-máquina”(HMI) )
6. Cuadro 4.6, Arranque local con paralelo manual. Describe el procedimiento para poner en
funcionamiento el equipo LM2500 desde el panel de control de la turbina TCP y en paralelo,
mediante la sincronización manual con el sistema de distribución de potencia, utilizando un
sincroscopio.
7. Cuadro 4.7, Transferencia Auto-a-manual del regulador de voltaje.. Describe el procedimiento

para pasar de automática a manual la regulación del voltaje durante el funcionamiento
8. Cuadro 4.12, descarga del generador. Este procedimiento se utiliza para cambiar la carga desde el
equipo GTG a la central base antes de abrir el circuito correspondiente
9. Cuadro 4.13,Cese Normal de funcionamiento. Describe el procedimiento a seguir para detener de

manera normal la unidad LM2500.
10. Cuadro 4.14, Corte por fallas.. Este procedimiento es completamente automático y se inicia con
la configuración de los dispositivos pilotos de alarma y corte. No se requiere intervención del
operador
11. Cuadro 4.15, Corte de Emergencia. Describe el procedimiento a seguir para que el equipo
LM2500 se detenga de rápidamente ante una emergencia que requiera un corte inmediato
123
Cuadro 4.1, corriente alterna- encendido
Acción del operador Respuesta del sistema Comentarios
1 En la cabina MCC, posicionar El sistema de control electrónico Los indicadores On-Off muestran el
todas las rutinas de desconexión controla el empleo de corriente alterna estado de las respectivas cabinas, al
en posición On ; y todas las llaves desde la cabina MCC estar controladas por el sistema de
Hand-Off-Auto en posición Auto control electrónico.
2 Cargar las baterías. Activar los Los cargadores comienzan a cargar Las lámparas indicadoras que se
cargadores de baterías las baterías. encuentran en los cargadores de las
encendiendo los circuitos TCP y el baterías se encienden para indicar
sistema de control de fuego que la carga se completó y el
amperímetro indica el nivel de carga
3 En la cabina de Terminación,
cerrar los disyuntores que llevan
la corriente a los circuitos de
control del TCP y al sistema que
controla el fuego
FIN DE LA SECUENCIA
Cuadro 4.2, Corriente continua- encendido
1 En la cabina de terminación, cerrar

los disyuntores que proveen
corriente directa a los circuitos y al
sistema de control de fuego.
2 Poner en posición On los Resetea todos los temporizadores a Se enciende la luz que indicad
interruptores de la fuente de cero. Hace lo mismo con todas las encendido Power On .
alimentación para el controlador de señales o las inactiva. Selecciona y
combustible (ubicado en MTTB) y da energía al generador y a los
el secuenciador (ubicado en el ventiladores de la turbina, y aguarda
panel de la turbina) 20 segundos para verificar el flujo de
aire.
3 Activar los interruptores que se Se activa la alarma y en la interfaz Para silenciar la alarma, hacer un
encuentran en el tablero de hombre-máquina HMM aparece el clic en ACK, en la pantalla Alarms .
circuitos para controlar el mensaje Critical Path Shutdown .
combustible y el secuenciador.
124
Cuadro 4.2, Corriente continua - encendido (Continuación)
Observación Para resetear los relés de corte, se deberá presionar más de una vez el botón
Reset . Para silenciar la alarma, se deberá seleccionar más de una vez la función Reconocimiento
(acknowledge)
Acción del Operador Respuesta del sistema Comentarios
4 Para detener los relés de corte Si no está activado el Corte de Si hay peligro de corte, la alarma se
crítico, deberá seleccionar la Emergencia (Critical Shutdown) el activa nuevamente y aparecerá en la
opción Reset desde la interfaz mensaje desaparece. pantalla de la interfaz un mensaje
hombre-máquina. indicando el corte/alarma. De ser
necesario controle y desactive las
alarmas y los cortes antes de
continuar
Se da por hecho que todos los Al arrancar, se activa el segundo

temporizadores y las señales de ventilador del compartimiento del
salida están en cero o desactivadas. generador
Se activa uno de los ventiladores de
la turbina y otro del generador.
El sistema de control aguarda 30

segundos para verificar el flujo de aire
antes de activar por 5 minutos la
bomba auxiliar de aceite del
generador
Antes de comenzar, purgar durante Al completarse la purga, se pone

3-10 minutos ala Turbina y el verde el cuadro Master Start
generador Permissive de la pantalla Start
Permissive .
5 Para resetear todas las alarmas Se apaga la luz roja. Los sistemas de control de la turbina
que indican que el sistema se está y la plataforma de arranque están
iniciando, presionar Reset en el listos para un normal funcionamiento
panel de control
FIN DE LA SECUENCIA
125
Cuadro 4.3, Reconocimiento y reinicio de la alarma
1 Seleccionar ACK en la pantalla de La alarma se desactiva. El mensaje que indica corte/alarma

Alarmas (alarms). seguirá visible hasta que se re inicie
o borre.
2 Seleccionar Reset en la pantalla. En el panel HMI queda reflejado que Este procedimiento asegura que una
la alarma fue reseteada. Cuando se vez solucionadas todas las fallas, no
solucionen todos los inconvenientes hay motivos que prohíban el
que activaron el corte automático, arranque.
desaparecerá el mensaje.
FIN DE LA SECUENCIA
Cuadro 4.4, Purga Manual de la Turbina
Acción del Operador Respuesta del sistema Comentarios
1 Seleccionar la opción Verificar los sistemas de No puede estar en llevándose a cabo

Mantenimiento (Maintenance) en presurización de aceite ningún ciclo de limpieza con agua.
la pantalla Unit Control de la
interfaz (HMI). Luego seleccionar Se enciende la bomba del arrancador
Start. hidráulico y funciona durante 10
segundos para verificar la circulación
del fluido
El arrancador se enciende y lleva al

generador a gas 2300 rpm durante 5
min. Se deshabilita la función
combustible e ignición.
Se detiene el arrancador.
Cuando la velocidad del generador

cae por debajo de las 350 rpm,
comienza a funcionar por inercia (15
minutos)
Luego de purgar la turbina, La turbina está lista para comenzar a

seleccione el modo Normal funcionar
FIN DE LA SECUENCIA
126
Cuadro 4.5, Arranque Local con Sincronizado y Paralelo Automático
1 Posicionar el interruptor Synchro- Se prefiere este modo de

nizing en Auto . operación. Se requiere ajustar el
voltaje automático, la frecuencia y
concordancia de fases. Esto
permite la sincronización
automática y en paralelo del
disyuntor correspondiente
2 Posicionar el Regulador de voltaje En la interfaz HMI, aparecerá un

(Voltage Regulator) en el modo mensaje (AVR In Auto ) en el panel de
excitación en Auto; y el interruptor datos del generador. Cuando se
On-Off del regulador de voltaje seleccione manualmente el voltaje, ese
debe estar en posición On mensaje será reemplazado por AVR In
Manual
3 Mientras se encuentre en modo Se activa la bomba de aceite auxiliar.

Normal, seleccionar Start desde Se verifica la descarga de la bomba y
la pantalla de la unidad de control se llena el tanque del generador
Se alternan los ventiladores y se

verifica el flujo de aire. Se activa la
bomba de arranque hidráulica
Después de 10 segundos, se activa el El equipo GTG se pone en

arrancador y esté pone en funcionamiento.
funcionamiento al generador
Después de 2 minutos, finaliza la purga

(configuración estándar) y
aproximadamente 7-8 Min (HRSG). La
válvula solenoide empuje el platodel
iniciador hasta la posición mínima, y la
velocidad del generador comienza a
descender hasta llegar a 0%.
Cuando la velocidad del generador es

inferior a las 1200 rpm, la válvula
solenoide empuja al plato hacia la
máxima posición(100%).
4 Observar las rpm (GG Speed El arrancar llega al 100% y comienza a

Reference ). acelerar al generador.
5 Observar los indicadores de El incremento gradual de temperatura del Si la velocidad del generador de gas
temperatura de entrada T48 de la sistema de combustible comienza a no llega a exceder las 4500 rpm en
turbina y Referencia de Velocidad aumentar el flujo de combustible para 90 seg. luego de que la temperatura
GG. (Cont.) acelerar el generador de gas a ralentí bajoT48 alcance los 204,4 °C (400 °F),
(desconexión de arranque) se activa el apagado Falla de
Aceleración.
Si la velocidad del núcleo (aprox.

6800 rpm) no se alcanza en 120
seg., se acciona el apagado.
Tabla 4.5, Arranque Local con Sincronizado y Paralelo Automático (Cont.)
127
5
Cuando la velocidad del generador de Cuando el eje de velocidad del
gas excede las 4500 rpm, generador alcanza las 3000 rpm, la
bomba de aceite lubricante AC pierde
- el arranque desembraga, la energía y la bomba impulsada por el
- los encendedores se apagan, generador asume la carga de
- El mensaje de Arranque de Ciclo se lubricación.
detiene,
- Aparece el mensaje Turbina en
Funcionamiento,
- El Contador de Arranques incrementa
una unidad, y
- Se inicia el medidor de Tiempo de
Ejecución de la Turbina.
6 En el panel de vista previa HMI, ob- La velocidad del generador de gas Si la velocidad de la turbina no excede
serve que la velocidad del generador alcanza las 6800 rpm, e inicia un las 350 rpm dentro de los cinco
de gas se estabilice en approx. 6800 temporizador de pre-calentado de 5 minutos de pre-calentado, se activa el
rpm y que la velocidad de energía de minutos. apagado de la turbina Falla en la
la turbina se incremente. Aceleración..
GG espera a que la turbina aumente La excitación aumenta a medida que

gradualmente a 1250 rpm, luego el GG la unidad acelera a ralentí sincronizado
aumenta para sincronizar la marcha
lenta (6154 rpm)
7 En el panel de vista previa de Datos Luego de un retraso de

del Generador HMI, observe los aproximadamente 60 segundos para
datos de Voltaje del Generador, que se estabilice el voltaje, se habilitan
datos deVoltaje de la Excitatriz, y los dispositivos paralelos.
datos de amperio de la Corriente de
Excitatriz.
128
Tabla 4.5, Arranque Local con Sincronizado y Paralelo Automático (Cont.)
8 Observar las lámparas rojas y Cuando los dispositivos paralelos El equipo GTG está listo para asumir
verdes que indican el estado del igualan la frecuencia del generador, su parte proporcional de la carga. La
interruptor automático. ángulo de fase, y voltaje de salida con lámpara roja (interruptor cerrado) se
los del otro bus, se cierra el interruptor ilumina y la lámpara verde (interruptor
automático y aparece Listo para Cargar abierto) se extingue.
(Ready to Load).
9 En el panel de vista previa de
Datos del Generador HMI, controlar
la lectura del amperímetro del
generador, varímetro y vatímetro.
10 En el panel HMI, controlar la

Temperatura T48, Velocidad GG, y
visores de Velocidad.
11 Usar el interruptor Regulador La unidad asume nuevas opciones de

Aumentar-Disminuir para aumentar carga incrementando el flujo de
la carga en el generador. combustible. La carga está limitada por
la temperatura máxima T48.
FIN DE SECUENCIA
Tabla 4.6, Arranque Local con Paralelo Manual
La operación en modo manual del regulador de voltaje sólo debería ser

utilizada por personal bien familiarizado con los equipos GTG. Debido a las
posibles variaciones de carga que ocasionan fluctuaciones de voltaje y
posibles daños a los equipos, la unidad debe ser asistida en todo momento.
1 Coloqcar el interruptor Sincronizador Esta secuencia sólo se utilizará

en posición Man, seleccionando durante la puesta en marcha o si falla
Gen Man o Utility Man. el sistema de sincronización
automática.
2 Cambiar el interruptor de modo de Aparece el mensaje AVR In Auto Si falla el regulador de voltaje
excitación de Regulador de Voltaje a (Regulador de Voltaje Automático en automático, el generador puede ser
la posición Auto (o colóquelo en Auto) en el panel de vista previa de operado en modo Man del modo
Man si falla el regulador de voltaje). Datos del Generador HMI. (Si el excitación del interruptor. El operador
interruptor Regulador de Voltaje se debe ajustar el voltaje a medida que la
cambia a Man, aparecerá el mensaje carga aumente o disminuya, en modo
AVR In Manual, Regulador de Voltaje manual de control de voltaje.
Automático en Manual.)
Tabla 4.6, Arranque Local con Paralelo Manual (Cont.)
3 En modo Normal, Seleccionar Start Se verifica la presión del combustible

en la pantalla de Control de Unidad. del sistema.
La turbina comienza a acelerar. Los

sistemas accesorios operan como en la
Tabla 4.5. Finaliza el mensaje
Habilitación de Arranque Primario.
Cuando la unidad alcanza al ralentí,

aparece el mensaje Turbina en
Funcionamiento en el panel HMI.
4 Mediante el panel de vista previa de El regulador de voltaje aumenta o

Datos del Generador HMI, comparar disminuye la energía de excitación
los niveles de voltaje del generador y según fue programado, para así
del bus. Usar el interruptor Ajuste aumentar o disminuir el voltaje de salida
Automático del Regulador de Voltaje del generador.
para igualar el voltaje del generador
y de la barra de distribución
5 Usar el interruptor Aumento- El generador de gas acelera o Accione momentáneamente este

Disminución de Velocidad como sea desacelera levemente para alterar la interruptor y espere a que se
necesario, para igualar la frecuencia velocidad de la turbina. estabilice la velocidad de la turbina
de salida del generador a la luego de cada ajuste. Las frecuencias
frecuencia del bus. deben igualarse tanto como sea
posible.
La puesta en paralelo del generador manteniendo el mando del interruptor

en posición cerrada en forma continuada, y esperando que el relé de
sincronización-control detecte una fase de coincidencia, podría ocasionar un
serio daño al equipo y/o daño al personal.
6 Observar la aguja del Sincroscopio. La aguja del sincroscopio rota a una Si la diferencia en la frecuencia es
Ajustar la velocidad de la turbina con velocidad proporcional a la diferencia grande, la aguja del sincroscopio no
el interruptor Aumento-Disminución de frecuencia entre el generador y los rotará, sino que puede resultar que
de Velocidad para obtener la voltajes del bus. La dirección de permanezca en su lugar y vibre.
rotación más lenta posible en rotación indica si la frecuencia del
sentido de las agujas del reloj. generador está por encima o por debajo
de la frecuencia del bus. La posición de
la aguja en relación al cero indica la
diferencia en el ángulo de la fase.
Tabla 4.6, Arranque Local con Paralelo Manual (Cont.)
7 Sujetar el interruptor de mando del El relé de sincronización-control Si el generador es sincronizado dentro

Circuitro de Generador y observar bloquea el comando Cerrado del de los límites seguros de tolerancia, la
de cerca la aguja del sincroscopio. interruptor automático hasta que la señal de cerrado del interruptor
Posicione el interruptor en Cerrado igualdad de frecuencia, voltaje y ángulo automático es retransmitida al
cuando la aguja esté entre las 11 en de fase sean lo suficientemente interruptor automático de cierre.
punto y las 12 en punto del reloj, y precisas para cumplir con los requisitos
rote lentamente en sentido de las preestablecidos.
agujas del reloj.
Cuando el interruptor automático se El equipo LM2500 GTG está en

cierra, la lámpara verde (interruptor paralelo con la utilidad y puede ser
abierto) se extingue y se ilumina la cargado.
lámpara verde (interruptor cerrado).
Aparece el mensaje Listo para Cargar.
Además, la velocidad indicada en el
visor Referencia de la turbina se mueve
al límite superior.
8 Incrementar la carga del generador La unidad asume la nueva opción de La carga está limitada por la
con el interruptor Aumento- carga incrementando el flujo de temperatura T48.
Disminución de Velocidad.. combustible.
FIN DE SECUENCIA
Tabla 4.7, Transferencia Auto-a-Manual del regulador de Voltaje
Cuando el interruptor de regulación de voltaje está en modo manual,

cualquier ajuste de voltaje en el generador debe realizarse de forma manual.
Nota El siguiente procedimiento puede realizarse mientras el GTG está en funcionamiento.
1 Colocar interruptor del Regulador de En el panel HMI, el mensaje AVR En La regulación del voltaje se encuentra
Voltaje Man-Norm-Auto en Man y Auto cambia a AVR En Manual. El ahora bajo control manual.
suelte. indicador de balance nulo puede
situarse en cualquier extremo de la
escala.
FIN DE SECUENCIA
Tabla 4.8, Descarga del Generador
1 Usar el interruptor Aumento- La velocidad del generador de gas La reducción de la velocidad del gas
Disminución de Velocidad para caerá a ralentí alto. La Temperatura de la turbina fuerza la utilidad para
disminuir la velocidad del gas de la T48 Temp también debería caer. reasumir la carga completa.
turbina hasta que el Total de Vatios
del Generador en el panel de vista
previa de Datos del Generador HMI
indique los vatios mínimos.
2 Colocar el interruptor automático del El interruptor automático se abre. La Ahora el equipo GTG funciona en
Generador en la posición Trip lámpara roja se extingue y se ilumina la estado descargado hasta que se inicie
(abierto) y suelte. lámpara verde. la acción de un operador.
En el panel HMI, finaliza el mensaje

Unidad Lista Para cargar, suena una
alrma, y aparece un mensaje del
Disparo del Interruptor en el panel HMI.
FIN DE SECUENCIA
Cuadro 4.9, Cese normal de funcionamiento
Observación Teste procedimiento da por hecho que el generador está descargado. De no ser así,
seleccionar Stop para iniciar un proceso programado de disminución de marcha del motor el cual activará el
disyuntor correspondiente cuando el motor de la turbina alcance un valor determinado (normalmente cuando
la carga del generador es inferior a 5 MW).
1 Asegúrese que la llave de La sincronización automática está Si el sincronizador automático

sincronización este en posición Off deshabilitada. quedó en posición “on,” continuarán
los intentos por volver a cerrar el
disyuntor .
2 Desde el menú HMI, seleccionar Se inicia el ciclo de corte. El Comienza el periodo de

Stop. generador de gas reduce la velocidad enfriamiento.
hasta ponerse en stand-by, a
aproximadamente 6800 rpm durante
5 minutos para enfriarse. El mensaje
Ready To Load desaparece.
Cuando finalice el período de

enfriamiento, las válvulas de
combustible se cierran y el motor de
la turbina comienza a detener su
marcha. En la pantalla de la
computadora aparecerá el mensaje
Stop Cycle y desaparece el mensaje
Turbine Running.
Durante el período de enfriamiento

aparece el mensaje Permiso de
arranque (Start Permissive)
Después que la velocidad del eje del

generador cayó por debajo de las 350
rpm, la bomba auxiliar continúa
funcionando por 3 hs hasta
desactivarse
FIN DE LA SECUENCIA
Cuadro 4.10, corte por fallas
Acción Del operador Respuesta del sistema Comentarios
1 El sistema de control detecta Dependiendo de la naturaleza de la Se deben solucionar las fallas,

automáticamente las fallas y lo falla, los cortes pueden ser para resetear los circuitos de corte, antes
indica mediante la luz de relé enfriar o de corte rápido (como el de de reiniciar la turbina
emergencia).
El HMI monitor anuncia las razones

de corte.
Observación El bloqueo de los cortes solo se puede resetear desde el panel de control de la turbina. La
puesta a cero para los cortes que no están bloqueados se puede realizar desde HMI.
FIN DE LA SECUENCIA
Cuadro 4.11, Corte de Emergencia
Los repetidos Cortes de emergencia, sin un período de enfriamiento, puede

causar el desgaste indebido del equipo. Siempre que sea posible, utilice las
funciones normales de encendido y apagado que se encuentran en el menú
HMI
Observación Comúnmente, el equipo viene con 4 llaves de emergencia: una se encuentra en el panel de
control de la turbina, otra en el compartimiento del generador, y las otras dos en el compartimiento de la
turbina. Al activar cualquiera de estas llaves se iniciará la serie de eventos que se describen a continuación
1 Activar la llave Emergency Stop Las válvulas de combustible se Realizar un corte rápido de rutina.
del panel de control de la turbina, o cerrarán de inmediato. La bomba de Hasta que no se corte el combustible
alguna de las llaves de aceite de la corriente alterna, se no se iniciará periodo de
emergencia que se encuentran en enciende inmediatamente. El enfriamiento
la consola. generador comienza a funcionar por
inercia y el mensaje Turbina
funcionando (Turbine RunNing)
cambia por Detención del ciclo (Stop
Cycle)
La velocidad del generador cae a 350
rpm, y se activa el temporizador del
punto muerto .
2 Reiniciar los sistemas reseteando

la llave Emergency Stop (en el
momento indicado). Silenciar y
apagar las alarmas presionando
Reset en el menú HMI
FIN DE LA SECUENCIA
MANTENIMIENTO POS-OPERATIVO
Luego de apagar el equipo GTG, realizar un mantenimiento preventivo y correctivo necesario para eliminar los
defectos encontrados durante la última operación.
JUEGO DEL GENERADOR DE TURBINA DE GAS LM2500
RESUMEN DE ADVERTENCIA Y PRECAUCIÓN
Las advertencias y precauciones aparecen en todo este manual. Lea estas advertencias y precauciones antes de poner
en funcionamiento el juego GTG. Las advertencias y precauciones encontradas en todo este juego de manual se
identifican por los íconos que se presentan a continuación.
Una advertencia llama la atención acerca de una situación que

podría resultar en lesión o fallecimiento del personal.
Una precaución llama la atención acerca de una situación que

podría resultar en daño a o destrucción del equipo o peligros de
salud a largo plazo al personal.
Peligros para la salud
Use todos los solventes de limpieza, combustibles, adhesivos de aceite, epoxies y catalizadores en un área bien
ventilada. Evite la inhalación prolongada y frecuente de gases. Las concentraciones de gases de muchos limpiadores,
adhesivos y ésteres son tóxicas y ocasioanrán efectos de salud adversos graves y posible fallecimiento si se inhalan
con frecuencia. Use guantes de protección y lávese minuciosamente con agua y jabón tan pronto sea posible después
de la exposición a dichos materiales. Tome precauciones especiales para evitar que los materiales entren a los ojos.
Si está expuesto, enjuague sus ojos en una fuente de baño oftálmico de inmediato e informe al médico. Evite
derramar solventes en la plataforma. Revise la información de riesgo en la hoja de datos de seguridad de material
adecuada y siga todos los requisitos de protección personal aplicables.
Peligros para el ambiente
La eliminación de muchos solventes de limpieza, combustibles, aceites, adhesivos, epoxies y catalizadores está
regulada y, si se maneja mal, puede causar daño ambiental. Revise las hojas de datos de seguridad de material,
información del boletín de productos y los requisitos de eliminación aplicables locales, estatales y federales para las
prácticas adecuadas de manejo de residuos.
Peligros de incendio
Mantenga todos los solventes de limpieza, combustibles, aceites, ésteres y adhesivos lejos de los calentadores
eléctricos de elementos expuestos, chispas o llamas. No fume cuando utilice materiales inflamables, cerca de
materiales inflamables, o en áreas donde se almacenan materiales inflamables. Proporcione una ventilación
adecuada para dispersar las concentraciones de gases o vapores potencialmente explosivos. Provea contenedores
aprobados para el almacenamiento en grandes cantidades de materiales inflamables y máquinas expendedoras
aprobadas en el área de trabajo. Mantenga todos los contenedores fuertemente cerrados cuando no estén en uso.
Peligros eléctricos
Tenga extrema precaución cuando trabaje con electricidad. La electricidad puede ocasionar convulsiones,
quemaduras o el fallecimiento. La electricidad debe estar apagada antes de conectar o desconectar los conectores
eléctricos. Los voltajes de producción letales se generan por el excitador de encendido. No energice el excitador a
menos que la conexión de producción esté debidamente aislada. Asegúrese de que todos los cables estén conectados
y el enchufe instalado o que todo el personal sea evacuado a al menos 5 pies antes de liberar el excitador.
Peligros de aire comprimido
La presión de aire utilizada en las áreas de trabajo para limpieza o secado de operaciones se regulará a 29 psi o
menos. Use equipo de seguridad aprobado (gafas o escudo para el rostro) para evitar lesiones a los ojos. No diriga el
chorro de aire comprimido a usted u otro personal, por lo que el residuo se tira a las estaciones de trabajo
adyacentes. Si se necesita presión de aire adicional para desplazar materiales extraños de las partes, asegúrese de que
se utiliza el equipo de seguridad aprobado y que se mueve a un área aislada. Asegúrese de que la creciente presión
de aire no es perjudicial ni daña las partes antes de aplicar chorros de aire de alta presión.
Peligros de procedimiento
Observe todas las prácticas de seguridad lógicas y específicas cuando arme o desarme el motor. Utilice gafas de
seguridad u otra protección para los ojos adecuada en todo momento. No permita que los cables de seguridad ni los
recortes de cables estén sueltos de la tenaza cuando elimine o instale cables. No use los dedos como guías cuando
instale partes o controle la alineación de los agujeros. Use sólo las herramientas y accesorios correctos. Evite los
“atajos”, como el uso de pernos o pernos de nivel inferior menores a los recomendados. Preste atención a todas las
advertencias en este manual y en todos los manuales de proveedores para evitar lesiones al personal o daños a las
partes de la turbina de gas.
Tooling Hazards
Las herramientas con mal mantenimiento y equipo de soporte pueden ser peligrosas para el personal y
pueden dañar las partes de la turbina de gas. Observe los programas de inspección recomendada para
evitar fallas no anticipadas. Utilice las herramientas solo para el propósito para el cual fue diseñada y
evite el abuso. Manténgase en constante alerta para observar equipo dañado, inicie la acción adecuada
para una reparación aprobada de inmediato.
Peligros de funcionamiento de la turbina de gas
Las superficies externas del motor no están aisladas; por lo tanto, las precauciones adecuadas deben
tomarse para evitar que el personal operativo entre en contacto involuntariamente con estas superficies
calientes.
Peligros de funcionamiento de la turbina de gas (Continuación)
La turbina de gas es una fuente de ruido considerable. Es necesario que el personal que trabaje en la
turbina de gas o en sus proximidades utilice el equipo de protección de oídos adecuado cuando esté en
operaciones.
La turbina de gas es una máquina de alta velocidad. En caso de falla de un componente, la plataforma que
abarca incluirá fallas de compresor y cuchillas de turbina, pero puede no incluir fallas mayores de
compresor o disco de turbina. El personal de operaciones no permanecerá estacionado todo el tiempo
cerca o en el plano de las partes rotativas.
El flujo de aire de baja presión y alta velocidad creado por el compresor puede arrastrar objetos o personal al motor.
Si bien se usa una pantalla de entrada, el personal no debe permanecer en frente de la entrada mientras está en
operación el motor.
Cuando ingrese al recinto de la turbina de gas, se deben cumplir los siguientes requisitos:
• La turbina de gas se apagará o estará limitada a potencia parada principal (XN25 < 6050 rpm).
• El sistema extintor de incendio se volverá inactivo.
• La puerta del recinto se mantendrá abierta. Si la turbina de gas está en funcionamiento, un observador se
estacionará en la puerta del recinto y se seguirán los procedimientos de entrada a espacio reducido.
• Evite el contacto con las partes calientes y use guantes de aislamiento térmico, según sea necesario.
• Se usará protección de oídos si la turbina de gas está en funcionamiento.
• No permanezca en el plano de rotación del arranque cuando se enciende la turbina de gas.
• Cuando realice el mantenimiento de los componentes eléctricos, apague la electricidad de esos componentes,
excepto cuando la potencia deba tomar mediciones de voltaje.
• Cierre todos los controles e interruptores, si es posible. De lo contrario, las etiquetas de los interruptores
eléctricos “Fuera de servicio” aparecerán para evitar una activación inadvertida. Agregue los controles
operativos del motor “No funciona”, para evitar que la unidad arranque durante el estado de apagado.
JUEGO DE GENERADOR DE TURBINA DE GAS LM2500
ADVERTENCIAS Y PRECAUCIONES ESPECÍFICAS DEL SITIO
Las advertencias y precauciones se encuentran en todo el manual. Una advertencia representa una condición que es
posiblemente una amenaza a la vida o probablemente pueda ocasionar lesión corporal. Una advertencia representa
una condición que tiene probabilidades de causar daño al equipo. Lea estas precauciones y advertencias antes de
poner en funcionamiento el juego GTG. Las advertencias y precauciones que se encuentran en todo este manual se
presentan a continuación.
CO2 en altas concentraciones puede ser perjudicial. Evacue a todo el

personal cuando se emite CO2. Purgue los compartimentos antes de volver
a ingresar. La no observancia de esta advertencia puede resultar en lesión
grave o fallecimiento. Lea el Manual de Protección de Gas e Incendio
Wilson antes de operar o mantener el sistema.
Evacue a todo el personal de los compartimentos de la plataforma

principal antes de activar una estación de liberación manual. Puede
ocurrir muerte por asfixia.
Observe las pautas y requisitos en la Publicación NFPA 12, que abarca el

uso de válvulas de bloqueo en sistemas extintores de incendios. La falla de
realizar esto puede tener como consecuencia una lesión grave o el
fallecimiento.
La acción simultánea del generador al sostener continuamente la tecla del

interruptor de circuito en la posición cerrado y esperar a que el relé de
control síncrono detecte una coincidencia de fase puede terminar en un
grave daño al equipo y lesión al personal.
Los químicos usados en la solución de limpieza del compresor son volátiles,

tóxicos y altamente inflamables. Siga las advertencias brindadas en el
manual GE, GEK-105054, referentes al manejo de solventes de limpieza.
La falla de seguir estas pautas puede resultar en incendio o explosión con
lesión subsiguiente al personal o daño al equipo.
A través del uso de una válvula selectora de filtro proporcionada en cada

ensamble de filtro, los elementos de filtro de aceite lubricante individual
pueden reemplazarse mientras que el juego LM2500GTG está en
funcionamiento. Sin embargo, limite el servicio del filtro de aceite
lubricante a períodos cuando el juego de generador de turbina está en
reposo y el aceite lubricante se enfrió.
Advertencias y precauciones específicas del sitio (Continuación)
El aceite lubricante sintético contiene fosfato de tricresil, que es altamente

tóxico y funciona a elevadas temperaturas y presión.
El mantenimiento del sistema de combustible debe desarrollarse solo
cuando la turbina está cerrada. Se debe ejercer un extremo cuidado
cuando se realiza el servicio del sistema de combustible o aceite lubricante.
Pueden ocurrir incendios, explosiones o lesiones graves.
Utilice gafas de protección o similar protección para los ojos cuando libere
los accesorios del sistema de aceite lubricante, pues la presión residual
puede estar presente. No fume ni transporte llamas abiertas ni fuentes de
chispas cuando realice el servicio al sistema de combustible.
El eje de acoplamiento pesa aproximadamente 200 libras. La extracción

del eje debe realizarse por no menos de cuatro hombres. Maneje el eje con
cuidado para evitar dañar la capa de sermetal.
Cualquier procedimiento de prueba que demande la rotación de

maquinaria para estar en funcionamiento no debe intentarse sin la
supervisión directa de los técnicos y representantes de GE Energy. El no
cumplimiento de esta advertencia puede resultar en la anulación de la
garantía del equipo.
Use la discreción cuando implemente el lavado de agua en línea mientras el

juego de GTG está en funcionamiento.
Cambie los elementos del filtro de manera regular y reemplácelos como

mínimo una vez al año, independientemente de las lecturas del indicador.
Reemplácelos antes si las condiciones lo garantizan.
Si se anticipan temperaturas bajo cero, el sistema de agua debe ser

drenado completamente. Es responsabilidad del cliente drenar el equipo
necesario en las condiciones bajo cero para evitar el daño al equipo.
Antes de poner en funcionamiento o mantenimiento al sistema de protección

de incendios, lea la publicación del proveedor en el capítulo 5 de este manual
y las pautas de seguridad aplicables en la Publicación 12 de la National Fire
Protection Association (NFPA), Estándares sobre los Sistemas extintores de
dióxido de carbono.
Los objetos extraños o residuos dejados en las cámaras de presión de

entrada de turbina pueden resultar en daños severos al motor de la
turbina.
La operación de modo manual del regulador de voltaje sólo debe realizarse

por el personal que está debidamente familiarizado con el juego de GTG.
Debido a la posibilidad de variaciones en la carga que ocasionan
fluctuaciones de voltaje de salida y posible daño del equipo, la unidad debe
ser controlada en todo momento.
Cuando el interruptor de voltaje está en modo manual, todo ajuste de

voltaje del generador debe realizarse de forma manual.
Los apagados de emergencia repetidos, sin un período adecuado de

funcionamiento pueden ocasionar un desgaste inadecuado al equipo.
Siempre que sea posible, use la función de detención normal y de inicio en
el menú CRT.
Desconecte la línea de descarga de sensor de presión del casco del

compresor antes de realizar un lavado de agua fuera de línea. La no
desconexión de esta línea puede permitir que se acumule agua y jabón,
ocasionando subsiguientes inicios calientes con posible daño a los
componentes de la sección caliente de la turbina, además de ocasionar
señales falsas del transductor de presión de descarga.
Elimine el agua residual del lavado de agua, según las reglamentaciones

ambientales locales y EPA.
Si la turbina está muy húmeda para comenzar, controle el transductor

CDP y la línea sensora para el agua. Elimine toda el agua antes de intentar
encender el período de inicio.
Elimine los líquidos contaminantes, de acuerdo con la EPA y las

reglamentaciones ambientales locales.
Use extrema precaución cuando levante el recolector de escape, a fin de

evitar daño al punto central.
Si la alineación se controla inicialmente después de la instalación, asegúrese

de que los espaciadores de embarque se eliminaron de los cojinetes del
generador, según las instrucciones del manual Brush.
Después de realizar todos los ajustes a la posición de turbina, vuelva a

controlar las lecturas de alineación axial, angular y radial. Vuelva a
establecer con cuidado los indicadores de dial a lectura cero en la posición
de 12 en punto, después de cada ajuste de posición.
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CONSTRUCCIÓN DEL MOTOR LM2500

 Historia de la Turbina a gas.

 Definición Conceptual Operacional e Indicadores.

 Funcionamiento de la turbina a gas.

 Los límites de la temperatura del gas.

 Rendimiento económico de la turbina de gas en comparación con otras máquinas térmicas.

 Partes esenciales de la Turbinas.

 Ciclos teóricos de la Turbina de gas.

- Definición de términos básicos.

Influencia del sistema de mantenimiento en el funcionamiento de las turbinas

desarrollo social, industrial, tecnológico del país.

Es por ello que la aplicación de la excelencia en términos cualitativos y

cualquier empresa dentro del contexto vanguardista de la competitividad.

mantener un alto nivel técnico en el mantenimiento de sus instalaciones, equipos y material

calificado para estar acorde con las exigentes políticas de calidad.

Se conoce muy poco de la historia de este campo después de HERO.

de vapor de impulso. Probablemente él inspiró a GIOVANNI BRANCA, quién propuso turbinas

turbinas a vapor de impulso.

El movimiento hacia turbomaquinarias modernas comenzó en el siglo XVIII. En 1705

muchos desarrollos, y se lograron construir algunas máquinas. Sin embargo, el desconocimiento

de la aerodinámica, y la ausencia de materiales resistentes a altas temperaturas, no permitió que

se construyera ninguna máquina que produjese trabajo útil.

en forma de aire comprimido extraído del compresor, realizado en 1903.

máquina de 4 rotores, con interenfriamiento y recalentamiento entre los tres grupos de

La tercera máquina exitosa fue desarrollada y construida en FRANCIA por CHARLES

1901. El formó junto a RENE ARMENGUAD, la SOCIETE ANONYME DES

TURBOMOTEURS en PARIS en 1903, tenía un compresor centrífugo de varias etapas, una

A partir de ese momento, los avances aumentaron vertiginosamente. Hoy en día, la

demanda de unidades de ciclo simple confiable y de alto rendimiento, es cumplida en diversos

campos de aplicación mediante distintos modelos y tipos de turbinas a gas.

aplicaciones directas como el accionamiento de equipos mecánicos o para accionar a un

generador para la generación de potencia eléctrica.

Son de bajos costos, cuando la potencia es superior a los 1000 HP.

No requieren de calderas ni equipos asociados como en el caso de las turbinas a vapor, ni

requieren centro de distribución de potencia como en el caso de motores eléctricos.

otras opciones. De aquí su gran demanda en el mercado actual.

potencia en ubicaciones remotas, donde la electricidad y el agua no pueden ser suministradas en

aplicaciones especiales en lugares remotos y en plataforma de producción petroleras costa

abastecer demandas pico de generación eléctrica.

En el campo de los acontecimientos mecánicos, sus aplicaciones principales son las de

ser comparados con calderas.

El concepto de ciclo combinado, es similar al de cogeneración, solo que ahora el vapor

necesidades particulares de cada instalación.

Finalmente, se puede enunciar que la eficiencia de una turbina a gas depende de la

relación de presiones isentrópicas y se aprecia que la eficiencia aumenta con el aumento de la

limitación. El aumento de la presión de salida de la etapa de compresión, seguido de una adición

consideraciones metalúrgicas. El aumentar la compresión, fijando el

trabajo por unidad de masa.

compresor y la turbina se mantengan en valores elevados.

Una modificación que se introduce para aumentar la eficiencia de este ciclo es la

el aire que entre a la cámara de combustión mediante un generador.

Según Nava José Domingo, el mantenimiento; es el conjunto de actividades que se

realizan en un equipo, sistema o producto cualquiera, con la finalidad de que se encuentre

disponible, confiable y seguro en un período de tiempo determinado; garantizando así la

producción al menor costo posible.

Por lo que se define el MANTENIMIENTO, como “Un proceso totalmente planificado,

organizado y sistematizado, el cual se aplica a equipos que se encuentran en funcionamiento, con

la finalidad de detectar fallas para luego corregirlas y poner en optimas condiciones de